ENERGIA TERMICA EN EL PERU Índice: 1. Introducción. 2. Antecedentes Históricos. 3. Centrales Termoeléctricas 3.1.Nuevas Tecnologías. 3.2.Centrales Termoeléctricas y Medio Ambiente. 4. Situación del Parque de Generación Térmico. 4.1. Indicadores del Mercado Eléctrico. 4.2. Aspectos Relevantes sobre el Mercado de Generación Eléctrica. 4.2.1. Balance Oferta- Demanda. 4.2.2. Costo Marginal y la Tarifa en barra de abril 2012. 4.3. Proyectos de generación de energía eléctrica 2012-2016. 4.4. Recursos Energéticos. 4.4.1. Consumo de Gas Natural en la generación de energía. 5. Principales centrales térmicas en el Perú. 6. Conclusiones. 7. Bibliografía.
1. Introducción
Una central termoeléctrica o central térmica es una construcción en donde la energía mecánica es usada para mover el rotor del generador y así poder obtener energía eléctrica la cual se obtiene del vapor de agua al hacerla hervir en una caldera. Este vapor es usado para poder producir la combustión del carbón, fuel y el gas y la turbina es la encargada de hacer funcionar el generador. Existen diferentes tipos de termoeléctricas en la octava región y a lo largo de todo el país y el mundo como por ejemplo las clásicas o convencionales las que funcionan con el fuel, carbón y otros compuestos y las otras son de tipos nucleares y solares, las que generan electricidad a partir de un ciclo termodinámico a través de distintas fuentes energéticas de combustibles fósiles empleadas en la producción de energía eléctrica desde hace décadas con tecnologías diferentes y mucho mas nuevas que las termoeléctricas clásicas. Las centrales térmicas poseen dentro de ellas un recinto en donde almacenan el combustible que utilizan para asegurarse de que no les falta mediante el proceso en donde de generar electricidad. En caso de que el combustible sea carbón este pasa por un proceso en donde es pulverizado, mediante unos molinos en los cuales el carbón queda en forma de polvo muy fino para facilitar su combustión.
2. Antecedentes históricos Desde su inicio, el sistema eléctrico peruano comenzó a desarrollarse por iniciativa privada. En 1955, la Ley Nº 12378 reguló los mecanismos de participación privada, estableciendo un sistema de concesiones con compromisos para aumentar la capacidad de generación en un 10% anual. En aquel entonces, se crearon la Comisión Nacional de Tarifas y otros mecanismos destinados a garantizar la rentabilidad de las inversiones. Sin embargo, a principios de los años 70, se produjeron cambios profundos. En 1972, el gobierno militar de facto nacionalizó la industria eléctrica a través de la Ley Nº 19.521 y creó ELECTROPERÚ (Empresa de Electricidad del Perú). ELECTROPERÚ se convirtió en dueña de todos los activos de generación, transmisión y distribución y llegó a estar a cargo de la prestación del servicio y de la planificación de las inversiones. Hasta comienzos de los 80 había importantes inversiones en proyectos hidroeléctricos y de energía térmica. Sin embargo, este dinamismo comenzó a desvanecerse durante los años 80, principalmente debido a la crisis de la deuda que comenzó en 1982 y que imposibilitó el nuevo financiamiento en la región. A principios de los 90, el sector eléctrico en el Perú demostró un deterioro importante debido a la poca inversión en infraestructura, al hecho de que las tarifas no cubrían los costos de producción, a que la inversión estaba restringida al mantenimiento y a la destrucción sistemática de las infraestructuras a causa de las actividades terroristas. Los resultados de esta crisis fueron graves: en 1990 solamente el 45% de la población tenía acceso a la electricidad, el suministro sólo cubría el 74% de la demanda y las pérdidas de distribución eran superiores al 20%. El proceso de reforma estructural que comenzó en 1992 bajo el gobierno del entonces presidente Alberto Fujimori condujo a la privatización del sector eléctrico en una década en la cual la mayor parte de los países de la región experimentaron un proceso similar. El proceso de reestructuración, articulado en la Ley de Concesiones Eléctricas (LCE) de 1992, desagregó el monopolio estatal integrado verticalmente en generación, transmisión eléctrica y distribución, y estableció las bases para la introducción de operadores y de competencia privados para la generación y la comercialización, con la transmisión y la distribución reguladas en base a la entrada libre y el acceso abierto. La Ley de 1992 fue modificada por la Ley Nº 26.876 (Ley Antimonopolio y Anti oligopolio) en 1997. El proceso de concesiones y de transferencia de los activos de generación a las compañías privadas comenzó en 1994 y fue relanzado en 2002, pues no había terminado todavía. Las compañías privadas que surgían de las reformas de 1992 se comprometieron a realizar importantes inversiones que se concretaron en los años siguientes. Las cifras de inversión alcanzaron sus niveles más altos en el período de 1996-1999 y luego decayeron una vez cumplidos los compromisos. El alto nivel de inversión condujo a aumentos promedios anuales en la capacidad instalada de 9,2%, una tasa que no se correspondió con el aumento en la demanda, que aumentó solamente un 4,7% al año de media. Como consecuencia, el nivel de reservas en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) aumentó a tasas medias del 23,2%. Las inversiones en transmisión y distribución hicieron aumentar la cobertura del 53% en 1993 al 76% en 2004. Desarrollos en la primera década de 2000 En septiembre de 2000 se aprobó la Ley de Promoción del Uso Eficiente de la Energía (Ley Nº 27.345), en la que se declaraba de interés nacional el apoyo al uso eficiente de la energía. La regulación de esta ley fue aprobada en octubre de 2007 (mediante el Decreto Supremo Nº 053-2007-EM). Los objetivos de esta ley son contribuir a la seguridad energética, mejorar la competitividad del país, generar excedente para exportaciones, reducir el impacto ambiental,
proteger a los consumidores y acrecentar el conocimiento acerca de la importancia del uso eficiente de la energía. En cuanto a la electrificación rural, ha habido varios intentos para cambiar el marco institucional y jurídico existente. En los últimos años, el Congreso ha aprobado dos leyes (la Ley de Electrificación Rural y de Localidades Aisladas y de Frontera en 2002 y la Ley de Promoción de Inversión Privada en Electrificación Rural en 2004) pero ninguna de ellas ha sido puesta en práctica debido a los conflictos con disposiciones de otras leyes. Tarifas y subsidios Tarifas En 2006, la tarifa residencial media en el Perú era de 0,1046 US$ por kWh, el promedio ponderado en ALyC en 2005 era 0,115 US$. En el mercado desregulado, la tarifa media para los consumidores finales era de 0,0558 US$ por kWh para la electricidad suministrada directamente por los generadores y de 0,0551 US$ por kWh para la electricidad suministrada por las compañías de distribución. Subsidios En noviembre de 2001, la Ley Nº 275.010 creó el Fondo de Compensación Social Eléctrica (FOSE). Este Fondo estableció un sistema de subsidio cruzado entre los consumidores que beneficia a usuarios con un consumo mensual por debajo de los 100 kWh a través de descuentos fijos y proporcionales. El descuento fijo se aplica a los consumidores de entre 30 y 100 kWh y el descuento proporcional está dirigido a aquellos con consumos por debajo de 30 kWh. El monto de los descuentos se financia con un recargo en la tarifa que pagan los consumidores regulados con consumos mensuales superiores a 100 kWh. El número de hogares que se benefician de este esquema es superior a 2,4 millones (de los 3,6 millones de hogares conectados a nivel nacional). En julio de 2004, el FOSE fue ampliado para cubrir hasta el 50% de la factura del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) y el 62,5% de los sistemas aislados para los usuarios con consumos menores a 30 kWh, a la vez que incluía un enfoque especial por la ubicación geográfica (rural-urbana). Inversión y financiación Inversión por subsector En 2004, las necesidades anuales de inversión en el sector eléctrico hasta 2016 se estimaban en 200 millones US$, considerando un aumento proyectado de la demanda anual del 5%. La inversión total en el sector eléctrico en 2006 fue de 480,2 millones US$, un 22% más que el monto para 2005. La inversión en generación, transmisión y distribución sumó 446,2 millones US$, mientras que la inversión de la Dirección Ejecutiva de Proyectos (DEP) en electrificación rural fue de 34 millones US$. En la siguiente tabla se resume la contribución de los sectores privado y público:
Subsector Generación
Compañías privadas millones US$ 260,4 % participación 90% Transmisión millones US$ 16,5 % participación 100% Distribución millones US$ 73,5 % participación 52% Total millones US$ 350,5
Compañías públicas Total 29,2 289,6 10% 16,5 0% 66,5 140,1 48% 95,7 446,2
Fuente: Ministerio de Energía y Minas 2007 La inversión de las compañías privadas ha repuntado después de alcanzar cifras muy bajas en 2003 (120 millones US$, igual que la inversión pública para ese año) después de la caída general en la inversión que sucedió a partir de 1999.
3. Las Centrales Termoeléctricas: Una central termoeléctrica es una construcción en donde la energía mecánica es usada para mover el rotor del generador, y así obtener energía eléctrica la cual se obtiene del vapor de agua al hacerla hervir en una caldera. El vapor es usado para mover los alabes de las mismas debido a su gran presión. Una central termoeléctrica se compone de una caldera y turbina, la caldera es un elemento importante para poder producir las combustiones del carbón, fuel-oíl y el gas; y la turbina es la encargada de hacer funcionar el generador. El nombre de termoeléctricas clásicas o convencionales sirve para diferenciarlas de otros tipos de termoeléctricas como son las nucleares y solares las que generan electricidad a partir de un ciclo termodinámico, atreves de distintas fuentes energéticas de combustibles fósiles empleados en la producción de energía eléctrica desde hace décadas con tecnologías diferentes y mucho mas nuevas que las termoeléctricas clásicas. En las termoeléctricas clásicas la diferencia del combustible que se utilice dará lo mismo, ya que, en el fondo el plan a seguir será el mismo en todas las termoeléctricas clásicas, la única diferencia es el tratamiento previo que se le hace a los combustibles fósiles antes de ser puesto en la caldera y en el diseño de los quemadores que varía según sea el combustible utilizado. Las centrales termoeléctricas poseen dentro de ellas un recinto en donde almacenan el combustible que utilizan, para asegurarse de que no les falte mediante el proceso de generar electricidad. En caso de que el combustible sea carbón este pasa por un proceso en donde es pulverizado, mediante unos molinos en los cuales el carbón queda en forma de polvo muy fino para facilitar su combustión. Luego de pasar por los molinos se dirige a la caldera mediante un chorro de aire precalentado. Las centrales que utilizan el combustible fuel-oíl, primero lo precalientan para que fluidique, siendo puesto en quemadores adecuados a este combustible, y si es una central de gas los quemadores están puestos especialmente para quemar dicho combustible. Las centrales termoeléctricas que permiten quemar más de un combustible fósil se les llama Centrales termoeléctricas mixtas. Los combustibles una vez en los quemadores provocan la combustión del carbón, fuel-oíl o gas, según sea el tipo de combustible generando así la energía calorífica. Esta se convierte en
vapor de alta temperatura la cual circulara por una extensa red formada por tubos que se encuentran en las paredes de la caldera. El vapor entra en presión en la turbina de la central, la cual consta de 3 cuerpos de lata media y baja presión. En el primer cuerpo (alta presión) hay muchos alabes de pequeño tamaño. En el segundo cuerpo (presión media) se encuentran la misma cantidad de alabes que la anterior pero la diferencia es el tamaño que en este cuerpo son de mayor tamaño. En el tercer cuerpo (presión baja) se encuentra la misma cantidad de alabes y mucho más grandes que los anteriores. El objetivo de esta triple división es aprovechar al máximo la fuerza del vapor, ya que, esta pierde su presión en el tiempo y debido ah eso los alabes son cada vez más grandes en cada cuerpo. Hay que advertir que el vapor antes de entrar en las turbinas es cuidadosamente deshumidificado, al no pasar por este proceso las pequeñas gotas de agua en suspensión serian lanzadas a gran velocidad contra los alabes, los cuales parecerían pequeños proyectiles que las dejarían inservibles. El vapor de agua al estar en presión hace girar los alabes de las turbinas generando así energía mecánica. Al mismo tiempo el eje que une los 3 cuerpos de la turbina hace girar al mismo tiempo un alternador unido a ella, produciendo energía eléctrica y así esta es transportada a la red de alta tensión mediante la acción de un transformador. El vapor que ya esta frio es enviado a unos condensadores, donde es enfriado y convertido en agua nuevamente, es transportado por los tubos que se encuentran en las paredes de la caldera y así seguirá nuevamente con el proceso descrito anteriormente. 3.1. Nuevas Tecnologías Se están llevando a cabo nuevas actividades para lograr obtener un mejor aprovechamiento del carbón u otro tipo de combustible. En el caso del carbón se busca gasificarlo para tener una mayor aplicación con el sistema de "in situ" o "las maquinas hidráulicas de arranque del mineral", para lograr sacarlos sin mayor dificultad en el caso de que el combustible se encuentre muy disperso o mezclado en los yacimientos. El primero de los sistemas nombrados consiste en inyectar oxigeno donde se encuentre el combustible de modo que provoque la combustión del carbón y se produce un tipo de gas aprovechable para la producción de energía eléctrica mediantes centrales ubicadas en bocamina. El segundo sistema es lanzar chorros de agua en las vetas del mineral, lo que da lugar a barros de carbón, los cuales son sacados de la mina por medios de tuberías. Otros tipos de tecnologías que están siendo investigadas para mejorar aun mas los rendimientos de las centrales termoeléctricas de carbón las cuales se encuentran en entre los 30% y 40% de rendimiento, pero con estas investigaciones de nuevas formas de aprovechar mejor las combustiones que sería el lecho fluidificado con el cual se puede mejorar el porcentaje de rendimiento hasta un 50% de funcionamiento. Esta forma consiste en quemar carbón en un lecho de partículas inertes, en el cual se hace pasar una corriente de aire. Esta soporta el peso de las partículas y las mantiene en suspensión, lo cual da la impresión de que se trata de un líquido en ebullición.
Por Ultimo las investigaciones también han tratado de facilitar el cambio del “fuel-oíl” por el “petróleo”, para conseguir una combustión de mezclas de carbón y fuel-oíl de carbón y agua, en las termoeléctricas que puedan consumir fuel-oíl. 3.2. Centrales termoeléctricas y medio ambiente. Para evitar que las actividades de las termoeléctricas clásicas no puedan dañar nuestro medio ambiente, tienen incorporadas muchos sistemas y elementos que como es el caso de las torres de refrigeración. El mayor problema que producen las termoeléctricas al medio ambiente son las emisiones de residuos a la atmosfera, y los desechos en estados líquidos que son eliminados así los mares y ríos de los alrededores provocando así la contaminación para la tierra como para los animales que viven en los alrededores. La combustión del carbón provoca las emisiones al medio ambiente de partículas y ácidos de azufre. Para impedir que estas emisiones no dañen el medio ambiente se crearon chimeneas para que las partículas sean dispersas en la atmosfera y así minimizar su influencia. Además en las chimeneas tienen filtros electrostáticos o precipitaderos los cuales limpian consideradamente las partículas volátiles en el interior de la central lo que ocurre en las centrales de fuel-oíl. En otro tipo de contaminación como es la contaminación térmica es prevenida atreves de grandes instalaciones de torres refrigeradoras. El agua utilizada por la central es convertida en vapor y empleada para hacer funcionar las turbinas, luego es enfriada en unos condensadores para volver nuevamente a los conductos de las calderas. Para lograr la operación del refrigeramiento se necesitan aguas de ríos o mares que se encuentren cerca de las centrales y estas les transmiten el calor incorporado por el agua ocupada que pasa pos los condensadores. Efectos que producen las termoeléctricas en el medio ambiente La emisión de residuos a la atmosfera y los propios procesos de combustión que se producen en las termoeléctricas tienen una negatividad importante sobre el medio ambiente. Para tratar de paliar en lo posible los daños que estas plantas provocan en el entorno natural, se incorporan diversos elementos y sistemas. El problema de la contaminación en el caso de las termoeléctricas convencionales es mayor, debido a que utilizan carbón. Además la combustión del carbón tiene como consecuencia la emisión de partículas y ácidos de azufre que contamina en gran medida la atmosfera. En mayor o menor medida todas las centrales termoeléctricas emiten a la atmosfera, dióxido de carbono (CO2) .Según el combustible y suponiendo un rendimiento del 40% sobre la energía primaria consumida, una central térmica emite aproximadamente: Combustible Emisión de CO2 Kg/wh Gas natural 0,44Kg/wh Fuelóleo 0.71Kg/wh Biomasa (leña, madera) 0.82Kg/wh Carbón 1.45Kg/wh
Las centrales de gas natural pueden funcionar con un proceso llamado Ciclo Combinado, el cual permite rendimientos mayores (un poco mas del 50%), lo que todavía haría a las centrales que funcionan con este combustible menos contaminantes. Ventajas e Inconvenientes • Ventajas: Son centrales económicas a la hora de su construcción, esto depende del precio por megavatio instalado (especialmente las termoeléctricas de carbón), debido a la simplicidad de construcción y la energía generada de forma masiva. Las centrales de ciclo combinado de gas natural son mucho mas baratas (alcanzan el 50%) que una central térmica convencional, aumentando la energía térmica generada, y por tanto también las ganancias, con la misma cantidad de combustible, y rebajando las emisiones que ya se nombraron anteriormente en un 20% quedando en 0,35 Kg de CO2, por kwh producido. • Inconvenientes: Al usar combustibles calientes, estos generan emisiones de gases de efecto invernadero y de lluvia acida a la atmosfera, junto a partículas volantes que pueden contener metales pesados. Al ser combustibles fósiles una fuente de energía no renovable, su uso está limitado a la duración de reservas y/o su rentabilidad económica. Sus emisiones térmicas y de vapor pueden alterar el microclima local. Afectan negativamente a los ecosistemas fluviales, debido a los vertidos de agua caliente en estos. Su rendimiento (en muchos casos) es nulo, a pesar de haberse realizado grandes mejoras en la eficiencia (un 9091%) de la energía liberada en la combustión se convierte en electricidad. Los impactos negativos pueden ocurrir durante la construcción por diferentes preparaciones de sitio, tales como: Desbroce, excavación, movimiento de tierras, drenajes, dragado y/o embalse de los ríos y de otras extensiones de agua. Las termoeléctricas son fuentes importantes de emisiones atmosféricas y pueden afectar la calidad del aire local o regional, debido a la combustión ocurrida en los proyectos termoeléctricos se generan emisiones de dióxido de sulfuro (So2), óxidos de nitrógenos (NO), monóxido de carbono (CO), dióxido de carbono (CO2) y partículas, las cuales pueden contener metales menores. La cantidad de cada emisión dependerá del tipo y del tamaño de la instalación y además del tipo y calidad del combustible, otra dependencia es la forma en que se queme el combustible.
4.
Situación del Parque de Generación Térmico
"Una planta térmica de reserva eficiente debería generar a no más de 40 o 50 dólares el Megavatio hora, que es lo que sucede en otras economías. Bolivia tiene energía más barata porque tiene mucho gas, obviamente tiene un factor estructural fundamental que explica porqué su tarifa es más barata que la del Perú", manifestó el Viceministro de Energía Eco Juan Miguel Cayo, a los representantes de la Comisión de Defensa del Consumidor del Congreso de la República. El parque de generación de energía térmica a nivel nacional en términos de capacidad instalada representa el 49% del total nacional y está conformado por 145 centrales del mercado eléctrico y 117 centrales de autoproductores. A setiembre del año 2004, el parque térmico para el mercado eléctrico ha generado el 38% del total de la energía mensual, que significó un incremento de 91% respecto a setiembre del año 2003, mientras la producción de energía hidráulica sufrió una reducción de 16 % en el mismo periodo, comportamiento que se puede observar en la siguiente figura.
En el Perú, la mitad del parque térmico es ineficiente, produce energía eléctrica a una tarifa de costo marginal por encima de los 100 dólares el MW.h, considerado alto, y ese factor estructural en todo el mercado peruano, explica porque las tarifas en el mercado spot son elevadas cuando el recurso hídrico es escaso. Para el cálculo de las tarifas, Osinerg considera cuatro factores principales: el nivel de agua disponible, el precio de los combustibles, el plan de obras (proyección de la oferta) y la proyección de la demanda. La actual coyuntura presenta el nivel de hidrología más seco de la última década y el precio de los combustibles con cifras récord a nivel mundial. La demanda de energía tiene un crecimiento medio anual de 6% y la oferta no está creciendo al
mismo ritmo para satisfacer dicha demanda. Esta situación que presentan las variables utilizadas para el cálculo tarifario, dan señales de una tendencia creciente.
El país dispone de un parque generador con características propias en el uso de sus recursos energéticos más abundantes como es el caso del recurso hídrico2. Sin embargo, este año hidrológico seco viene generando impactos negativos en la rentabilidad de las empresas que disponen de mayor capacidad instalada hidráulica que térmica, tal es el caso de Electroperú (capacidad instalada: 98% Hidráulica y 2% térmica) una de las empresas más rentables en los últimos años. Dicha empresa tiene compromisos contractuales que debe cumplir comprando energía adicional en el mercado spot para atender su demanda, eso le esta significando una reducción importante de su margen comercial en el presente año.
La incorporación del Proyecto Camisea en el cálculo tarifario desde hace cuatro años, ha generado un impacto positivo importante que se refleja en la reducción de las tarifas, caso contrario se hubiesen incrementado en 30 % más. De otro lado, se presenta un fenómeno aparentemente contradictorio porque el efecto beneficioso que genera la llegada del gas
natural de Camisea es superada por una coyuntura actual del sector eléctrico con características como: la sequía (falta de agua, fenómeno natural), la vigorosa reactivación de la demanda, el bajo incremento en la oferta eléctrica y los precios récord del petróleo; estas señales han permitido una ligera alza de las tarifas eléctricas, situación superable en el mediano plazo. Con hidrología normal, con el precio del barril de petróleo a 25 dólares en vez de mas de 50 dólares, con una demanda de energía eléctrica que crece al 3% y no al 6 %, la llegada del gas hubiera producido una inmediata reducción adicional de tarifas. Finalmente, en el sector eléctrico peruano se están considerando decisiones relevantes que aseguren mayores inversiones, sobre todo si se tiene en cuenta la probable exportación de energía y las potencialidades de la minería, que es una de las principales actividades demandantes de energía eléctrica. 4.1. Indicadores Del Mercado Eléctrico I- INCREMENTOS DE VARIABLES OPERATIVAS MARZO –ABRIL 2007 - 2012
I.1 Máxima Demanda del COES-SEIN
En la Figura Nº 1 se muestra el comportamiento de la máxima demanda -MD de los meses de marzo y abril del periodo 2007 – 2012. En marzo 2012 la MD creció 8,2% más que en marzo 2011; mientras en el mes de abril se incrementó 6,4% con relación a la MD del periodo similar del año anterior .
I.2 Producción eléctrica del Mercado Eléctrico Nacional
En el periodo 2007 – 2012, según se grafica en la Figura Nº 2, la generación hidroeléctrica y térmica de los meses de marzo y abril se observó lo siguiente: la producción hidroeléctrica en marzo 2012 fue 1,5% menor al mismo indicador del 2011; y en abril aumentó 2,2% respecto a la generación de abril 2011. Asimismo, la generación térmica de marzo 2012 aumentó 21,9% comparado con la energía térmica generada en marzo 2011; y la generación térmica de abril 2011 y abril 2012, se incrementó 10,9%.
I.3 Venta de energía a cliente final Figura N° 3
El comportamiento de las ventas de energía en el periodo 2007 – 2012 se visualiza en la Figura Nº 3, donde las ventas a clientes libres en marzo 2012 creció 6,9% con relación a las correspondientes a marzo 2011; y en abril 2012 dichas ventas aumentaron 5,7% más que las realizadas en abril del 2011. 4.2. Aspectos Relevantes Sobre El Mercado De Generación Eléctrica
4.2.1. Balance oferta demanda En el periodo Abril 2011 - Abril 2012 del balance oferta - demanda5, se ha registrado un incremento de la oferta en 0,1%, mientras la máxima demanda de potencia al mes de abril 2012 fue 6,4% mayor al indicador similar del año 2011. En este contexto, el balance oferta demanda nos muestra que el margen de reserva – MR decreció de 36,4% a 27,9%, tal como se puede observar en el grafico Nº 8.
4.2.2. Costo Marginal y la Tarifa en Barra de abril 2012 En el mes de abril 2012 el costo marginal promedio mensual del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional - SEIN fue 30,1% menor que el mes anterior, y llegó a 26,68 dólares por Megavatio-hora (2,66 cent$/kW.h), mientras que el correspondiente precio en barra aumentó 0,8% respecto al mes de marzo 2012 con un valor de 34,91 dólares por Megavatiohora (3,49 cent$/kW.h). En la Figura N° 9, se observa el comportamiento mensual que mantienen los citados indicadores.
4.3. Proyectos de generación de energía eléctrica 2012 -2016 En el Cuadro Nº1 se presentan las futuras centrales eléctricas comprometidas (subastas) hasta el año 2016, y también se incluye aquellas que cuentan con el derecho otorgado (concesión definitiva) por el Ministerio de Energía y Minas, y que según sus cronogramas presentados estarían operativas en los plazos indicados. Para el año 2016, se habrá incrementado la oferta en 5 686 MW, de 6 444 MW (2011) a 12 130 MW (2 016) de potencia efectiva. Con relación a la demanda, en un escenario optimista la proyección de la demanda de energía 2 012 - 2 0216 se aproximará a 10 625 MW, a una tasa de crecimiento promedio anual de 8% (Ver Figura Nº 10). Con los indicadores obtenidos, al año 2016 el balance oferta – demanda permitirá asegurar el abastecimiento de energía eléctrica en el mediano plazo, con un margen de reserva aceptable.
4.4. Recursos Energéticos: 4.4.1. Consumo De Gas Natural En La Generación De Energía El consumo de gas natural para la generación de energía eléctrica en el mes de abril del año 2012 alcanzó los 297,5 millones de metros cúbicos – MMm3 (10 506,8 millones de pies cúbicos) y fue 30,4% mayor respecto al mismo periodo del año anterior. El consumo promedio diario ascendió a 350,2 millones de pies cúbicos. MMm Por otro lado, la producción de energía eléctrica con gas natural en el mes de abril alcanzó 1 030,5 GW.h, 16,0% mayor que la producción del mismo periodo del año 2011. En el mes de abril, el indicador de Megavatios hora generados por millón de pies cúbicos alcanzó 98,1. En la Figura N° 13, se aprecian las variaciones de la producción con gas natural, hidroenergía, diesel residual y carbón bituminoso respecto al mes de abril del año 2011.
Las contribuciones del gas natural, hidroenergía, diesel - residual y carbón para la generación de energía en abril del año 2012 fueron 34,2%, 64,4%, 0,7%, y 0,5% respectivamente. Además, se tiene una participación de 0,2% de producción de energía con bagazo, según lo registrado por el COES. En la Figura N° 14 se muestra la evolución mensual del consumo de gas natural por cada central térmica desde enero 2006 a la fecha; y, en la Figura N° 15, se aprecia la evolución de la producción mensual de energía eléctrica de las centrales térmicas a gas: C.T. Ventanilla y Santa Rosa (Edegel), Malacas (EEPSA), Aguaytía (Termoselva), Chilca1 (Enersur), Kallpa (Kallpa Generación), Oquendo (SDF Energía), Las Flores (Duke Energy S.A.), y desde setiembre 2010, la CT Pisco (Egasa) y la CT Independencia (Egesur).
5. Principales centrales térmicas en el Perú: CENTRAL TERMICA TRUJILLO. Central Térmica de Trujillo (62 MW) Estudio definitivo e ingeniería de detalle. Reubicación de las 3 turbinas a gas Frame 5 de la central térmica de Chimbote. (3 x 20,5 MW). Estudio de nueva ubicación. Ingeniería de detalle de las nuevas instalaciones en la SE Trujillo Norte. Documentos de licitación de obra y montaje, incluyendo nuevos tanques de combustible. Ubicación: Ancash y La Libertad. Perú El ministro de Energía y Minas, Carlos Herrera Descalzi, anunció que a partir de setiembre se ampliará la capacidad de generación eléctrica en el norte de Perú, mediante la implementación de una central termoeléctrica, para evitar cortes en el suministro. Explicó que ya se dieron instrucciones a la empresa Electroperú para que implemente una central termoeléctrica de emergencia en la ciudad de Trujillo, en La Libertad, que aumentará la capacidad de generación en la zona norte en 60 megavatios (Mw).
“La situación que hemos encontrado en el norte peruano no sólo es de falta de reservas de energía, sino también de racionamiento eléctrico, es decir cortes programados, por eso hemos acudido a soluciones contingentes y destrabamos algunas cosas que estaban detenidas”. El Ministerio de Energía y Minas (MEM) autorizó a la empresa Electricidad del Perú (Electroperú) a desarrollar la actividad de generación de energía eléctrica en las instalaciones de la futura Central Térmica Trujillo, en La Libertad, que tendrá una potencia instalada de 69.3 megavatios (MW). La central estará ubicada dentro de las instalaciones de la Subestación Trujillo Norte de propiedad de Red Energía del Perú (REP), quien ha acordado con Electroperú el uso del especio requerido para este fin. Se ha demarcado un área aproximada de 50,000 metros cuadrados para la instalación de la central térmica de emergencia, las cuales están en la jurisdicción del distrito de La Esperanza, en la provincia de Trujillo, capital de la región La Libertad. Según una resolución ministerial del MEM, publicada en la víspera, Electroperú deberá cumplir con la puesta en operación comercial de la Central Térmica Trujillo en el plazo previsto en el Cronograma de Ejecución de Obras. El período de operación de la planta será de 18.5 meses en el que las unidades funcionará en la medida que se requiera energía por parte del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN). En ese sentido, el objetivo del proyecto de Electroperú es abastecer en forma segura y oportuna de energía eléctrica para la capacidad adicional de generación proyectada por el SEIN. LA norma del MEM señala está obligada a operar cumpliendo las normas técnicas y de seguridad, preservando el medio ambiente y salvaguardando el Patrimonio Cultural de la Nación, así como al cumplimiento de las obligaciones establecidas en la Ley de Concesiones Eléctricas, su reglamento y otras normas legales pertinentes.
CENTRAL TERMICA VENTANILLA. Antecedentes: La planta, cuya construcción ha demando dos años, es la primera central de ciclo combinado de Perú y la primera también que utiliza el gas natural proveniente de los yacimientos de Camisea. Es la central termoeléctrica de mayor capacidad y la más moderna y eficiente del país. Su construcción demandó una inversión de 135 millones de dólares.
Ficha técnica Características Generales:
Turbina
2 turbinas de gas Siemens V84.3 A 2 calderas recuperadoras de calor 1 turbina a vapor
Potencia
Ciclo Simple 2 x 157 MW aprox Ciclo Combinado 160 MW TV + 25 MW. Fuego adicional aproximado Total: 498 MW aprox
Puesta en marcha
Primera caldera: julio 2006 Segunda caldera: setiembre 2006
Ubicación:
• Distrito Ventanilla, provincia Callao Tipo:
• Térmica de ciclo combinado
CENTRAL TERMICA SANTA ROSA. Central Térmica Santa Rosa (400 MW) Estudio de factibilidad. Ampliación de la central existente de 110 MW de turbinas a gas tipo aeroderivadas (twin FT4C), mediante la adición de 300 MW de turbinas a gas y vapor en ciclo combinado. Ubicación: Santa Rosa, Lima. Antecedentes: SANTA Rosa es una central térmica que posee dos plantas: Planta UTI: La planta UTI entró en operación en 1982 y hasta la fecha ha operado básicamente como central de punta y emergencia. Actualmente funciona con petróleo diesel 2, con la posibilidad de quemar gas natural. Planta Westinghouse: La planta WHS entró en operación en 1996 como central de punta. Esta planta posee una unidad de generación del Modelo W501-D5A, la cual empleaba diesel para la generación de energía eléctrica. El 1 de junio de 2005, la unidad N° 7 Westinghouse fue declarada en operación comercial por el Comité de Operación Económica del Sistema (COES), de acuerdo con lo programado, para operaciones comerciales bajo el sistema de combustible dual (gas natural y diesel).
Desde esa fecha, Santa Rosa ha ingresado al Sistema Interconectado Nacional generando energía eléctrica con el gas natural de Camisea. La potencia efectiva de esta planta se ha incrementado de 121MW a 125 MW. La inversión ejecutada en Santa Rosa asciende a US$ 5.6 millones en un período aproximado de 5 meses (enero a mayo de 2005). El proyecto de reconversión Santa Rosa fue incluido en la fijación tarifaria de mayo de 2005, por lo que ha influenciado en la reducción de 5 % en la tarifa eléctrica, lo que supone un ahorro de US$ 60 millones en los próximos 5 años a los usuarios de electricidad y, tan importante o más, reduce en estos momentos los costes de generación en más de US$1.3 millones diarios La obra representa el ingreso de nueva tecnología para la modernización del parque generador peruano, pues se desplaza a centrales térmicas caras que emplean combustible de alto precio. Se reducen, así, los costos de operación de Edegel y del Sistema Interconectado Nacional.
CENTRAL TERMICA CALANA. CORRIENTE NOMINAL Conversión Estudio de factibilidad y gestiones para lograr la aprobación de la viabilidad. Elaboración de expedientes técnicos para contratación de suministros y obras.
de
Central
Térmica
de
Calana
(25
MW)
Estudio de conversión a gas natural de las unidades de generación y traslado a una nueva ubicación junto a la SE Independencia en Pisco. Comprende 4 grupos Diesel: tres de ellos modelo 18V32E y uno modelo 18V32LN. Comprende gasoducto de uso propio de 4 km. Ubicación: Tacna e Ica. Perú. La Central Térmica Calana está ubicada en el Departamento de Tacna, Provincia de Tacna, Distrito de Calana y ocupa un terreno de cuatro hectáreas (200 m. x 200 m.). Se encuentra a una altitud de 708 m.s.n.m. Esta central cuenta, para la generación de la energía eléctrica, con cuatro grupos Diesel de 6,4 MW cada uno, lo que equivale a una Potencia Instalada total de 25,6 MW. La tensión de generación es de 10,5 kV.
El funcionamiento de los grupos es con Petróleo Residual N° 6 (PR-6), utilizando para el arranque y parada, el Diesel N° 2 (D-2). Los grupos de generación fueron fabricados en Finlandia, por WARTSILA DIESEL. Las instalaciones que comprende la Central Térmica Calana son: • La casa de fuerza donde están instalados los cuatro grupos electrógenos de 6.4 MW cada uno. • Una subestación de salida, que comprende un transformador de 24 MVA 66/10,5 kV y un patio de llaves en 66 kV. • Dos tanques de almacenamiento de PR-6, de 800 m3 cada uno. • Un tanque de almacenamiento de D-2, de 60 m3 de capacidad. • Una planta de tratamiento de agua, que incluye un tanque cisterna de almacenamiento de agua contra incendios de 350 m. de capacidad. Asimismo, cuenta con oficinas administrativas y talleres de maestranza. Cuentan también con suministro de agua potable proveniente de la red pública. La energía eléctrica en la Central Térmica Calana es producida por los grupos de generación que son motores alternativos de combustión interna (MACI) de tipo Diesel, que transforman la energía química del combustible (PR-6) en trabajo. Estos motores son máquinas volumétricas, consistentes básicamente de un dispositivo cilindro – émbolo en el que se introduce a través de unas válvulas, el aire y el combustible. Una vez efectuada la combustión, los gases resultantes de la misma son expulsados al exterior a través de las válvulas de escape. Las reacciones químicas de combustión liberan la energía química del combustible y parte de esta energía es transformada en el efecto útil del motor, que es el trabajo mecánico que se transmite por el mecanismo biela – manivela. Estas bielas están conectadas a un eje que al girar y estar conectado a un generador transforma el trabajo mecánico en energía eléctrica. El proceso básico entonces, consiste en la transformación de la energía química del combustible en energía mecánica y luego en energía eléctrica. El proceso de transformación químico se realiza mediante la combustión del PR-6 que se inyecta en los cilindros de los motores, produciendo gases a alta temperatura y presión que accionan los cilindros y estos a su vez un eje que gira y que finalmente está conectado a un generador eléctrico que es donde finalmente se “produce” la electricidad. Los gases de combustión son descargados al ambiente por chimeneas, pasando previamente por un silenciador. CENTRAL TERMICA AGUAYTIA. Central de Aguaytía La central se ubica a 160 kilómetros de la ciudad de Pucallpa (4 horas de viaje) por carretera afirmada. También se puede llegar desde la ciudad de Lima por la carretera Lima – La Oroya – Cerro de Pasco – Huánuco – Tingo María – Aguaytía, con un total de 700 kilómetros en 11 horas de viaje con camioneta doble tracción. Esta carretera se encuentra asfaltada hasta Tingo María y el último tramo hasta Aguaytía en proceso final de asfaltado.
Este camino es óptimo para el turismo; 20 minutos antes de llegar a Aguaytía se encuentra un hermoso paraje natural denominado “El Velo de la Novia” compuesto por una catarata de 100 metros de caída sobre la roca, formando un velo de color blanco que arroja sus aguas a una poza utilizada como lugar de recreación por los visitantes. La central se encuentra a 10 minutos de la ciudad de Aguaytía, a 300 m.s.n.m y con una temperatura ambiente que oscila entre 20 y 40 °C. Está conformada por 2 turbinas a gas ABB (hoy Alstom) de ciclo simple de 80 MW cada una, totalizando 156 MW de potencia efectiva. Utiliza el gas natural seco que proviene del yacimiento ubicado en el distrito de Curimaná, a 90 kilómetros de Aguaytía, a través de un ducto de 12 pulgadas de diámetro. De este yacimiento se dirige otro ramal hacia Pucallpa, recorriendo 75 km de tubería. El yacimiento cuenta con reservas probadas de 0,44 TPC (Tera pies cúbicos) de gas natural seco y 20 millones de barriles de líquidos de gas (LGN). La central se encuentra a 10 minutos de la ciudad de Aguaytía, a 300 m.s.n.m y con una temperatura ambiente que oscila entre 20 y 40°C. El transporte de la energía generada está a cargo de la empresa ETESELVA integrante del grupo Aguaytía y opera las subestaciones y líneas de transmisión de una sola terna, que está dividida en tres tramos: Línea de transmisión 220 kV Aguaytía-Tingo María, Tingo María-Vizcarra y Vizcarra-Paramonga. También entregan energía a Electro Ucayali mediante una línea de 138 kV de propiedad de ISA Colombia y a la ciudad de Aguaytía mediante una línea de 22,5 kV. Con la finalidad de mejorar los rendimientos de las turbinas se ha repotenciado el grupo 1, aumentando la potencia efectiva en 10 MW, mejorando la eficiencia del compresor. En el próximo mantenimiento mayor se tiene previsto continuar con el proyecto para el grupo 2. También tienen como proyecto aumentar la potencia instalada de la central en el orden de 50 MW, adquiriendo una turbina adicional que operaría a ciclo simple, considerando que existe reserva de capacidad en la línea de transmisión y en la tubería transportadora de gas que abastece a la central. CENTRAL TÉRMICA DE LIMA DE CICLO COMBINADO (580 MW) Estudio de factibilidad y preparación de expediente técnico para contrato de ejecución EPC. Nueva central termoeléctrica de ciclo combinado en el sur de la ciudad de Lima, empleando el gas natural de Camisea. Comprende equipamiento con turbinas a gas, calderas de recuperación de calor y turbina a vapor. Incluye estudios de interconexión eléctrica, de gasoducto de uso propio y
sistema de abastecimiento de agua para refrigeración. Asimismo, estudio de impacto ambiental. Ubicación: Lima-Perú
CENTRAL TÉRMICA DE AYACUCHO (25 MW) Estudio de factibilidad técnico económico, estudio de impacto ambiental y gestiones para lograr la aprobación de la viabilidad. Central diesel de 25 MW con gas natural (Camisea). Comprende estudio de factibilidad de cogeneración, así como estudio del gasoducto y de la interconexión eléctrica. Ubicación: Ayacucho-Perú
CENTRAL TÉRMICA DE MOLLENDO DE CICLO SIMPLE (71 MW) Estudio de factibilidad y gestiones para lograr la aprobación de la viabilidad. Estudio de conversión a gas natural de las unidades de generación y traslado a una nueva ubicación junto a la SE Independencia en Pisco. Dos turbinas a gas en ciclo abierto, modelo PG6561 (B), de 35,5 MW c/u. Comprende gasoducto. Ubicación: Arequipa e Ica-Perú.
CENTRAL TÉRMICA Y REFINERÍA DE COBRE DE ILO DE CICLO COMBINADO (7 MW)
Estudio de factibilidad y diseño preliminar. Cogeneración recuperando calor de los hornos de fundición para producir vapor para el proceso de la planta y para energía eléctrica (1 MW). Adicionalmente central diesel 6 MW con petróleo residual. Ubicación: Moquegua-Perú.
CENTRALES TÉRMICAS DE IQUITOS (20 MW) Y PUCALLPA (20 MW) Estudio definitivo de 2 centrales térmicas a vapor (Skoda) de 20 MW c/u. Diseño de toma de agua y obras civiles varias en el río Amazonas (Iquitos) y en la laguna de Yarinacocha (Pucallpa). Ubicación: Ucayali y Loreto-Perú.
CENTRAL TÉRMICA TARAPOTO (12 MW) Revisión de diseños. Supervisión de construcción. Dos grupos diesel, utilizando petróleo residual. Obras civiles, tanques de combustible, planta de tratamiento de combustible, instalaciones electromecánicas, grúa móvil, instalaciones de agua para refrigeración, subestación eléctrica. Ubicación: San Martín-Perú
CENTRAL TÉRMICA CHILCA La de Fenix Power es una planta termoeléctrica ubicada en Las Salinas, localidad del distrito de Chilca, que forma parte de la provincia de Cañete, del Lima (Perú). La central está a 64 km de distancia de la ciudad de Lima, y la zona constituye el polo energético del sur del Perú. Su ubicación estratégica, cerca del ducto de Camisea y de la subestación eléctrica Chilca, permite la generación de energía medioambientalmente responsable y a costos más eficientes. Se trata de una planta termoeléctrica de ciclo combinado que funcionará con gas natural (el combustible fósil más limpio que hay disponible actualmente en la industria) y vapor de agua: operará con 2 turbinas de gas natural y una de vapor. La planta tendrá una capacidad instalada de 520 Mw, que equivale al doble del consumo de toda la Región Ica (la tercera de mayor consumo del Perú) y requerirá una inversión aproximada de de 700 millones de dólares. Se prevé el inicio de operaciones para marzo del 2013, y las primeras pruebas de funcionamiento se llevarán a cabo en septiembre del 2012. Se dice que esta central termoeléctrica responde al propósito de contar con más energía eficiente para el Perú, y que su importancia es fundamental para la continuidad del crecimiento económico del país. La planta permitirá generar el 10 % de la energía del país. Beneficios que se le atribuyen al proyecto
Mayor estabilidad en el sistema eléctrico y hacer del Perú un lugar más atractivo para los inversionistas El ciclo combinado y el uso del agua de mar permiten reducir los costos de generación eléctrica a los usuarios La generación en base a gas natural contribuye a un mejor ambiente y a una mejor calidad de vida Uso eficiente del agua No se afecta la napa freática, ya que no se construyen pozos de agua El complejo cuenta con una planta potabilizadora de agua que permitirá entregar unos 2.000 m3 de agua potable diaria para uso de la población de Chilca, lo que beneficiará a más de 8.000 pobladores.
CENTRAL TÉRMICA DE MALACAS
Estudio de factibilidad, diseño básico y documentos de licitación. Ampliación de la central eléctrica diesel existente de PetroPerú mediante una turbina de gas de 16 MW. Ubicación: Piura-Perú.
El proyecto se ejecutó desde Marzo hasta Diciembre de 1997 siendo supervisado por ENDESA de España, para EEPSA, los trabajos de ingeniería consistieron en lo siguiente: • Estudios de campo topográfico y geotecnia. • Interconexión Malacas, Talara y Verdun. • Ampliación y modificación de la Subestación Talara. • Ampliación de la Subestación Verdun. • Sistema de Medición, Protección y Monitoreo. • Compensación de Potencia Reactiva. • Mejoras en el sistema eléctrico, electrobombas de Agua Salada. • Sistema de bombeo y redes de combustible Diesel. • Sistema de almacenamiento, bombeo y redes de agua cruda. • Sistema de procesamiento, almacenamiento y bombeo de agua desmineralizada. • Sistema de redes de agua contra incendio.
CENTRAL TERMOELECTRICA DE TUMBES En 1996, en el marco de la estrategia de privatización del sistema eléctrico y de integración de los sistemas aislados del norte del país, Electroperú, inició la ejecución del plan para la incorporación de las ciudades de Tumbes y la parte norte del departamento de Piura al Sistema Interconectado Centro Norte. Como primera fase, Electroperú planeó el desarrollo de un Sistema regional en Tumbes que permitió dar un servicio más confiable. Así, en 1996 Electroperú recibió en propiedad las centrales termoeléctricas de Zorritos, Tumbes y Zarumilla, las cuales se integraron a través de una nueva línea de transmisión a 60 kV. Al mismo tiempo, en la ciudad de Zorritos, Electroperú centralizo la producción de energía, con la construcción de la nueva Central Térmica de Tumbes de 18,7 MW de potencia, de mayor eficiencia, bajo costo y con generación a partir de petróleo residual. Estas obras incluyeron la construcción de nuevas subestaciones en Tumbes, Zorritos y Zarumilla y entraron en servicio en 1997. Paralelamente en Talara, Electroperú ejecutó un plan para aprovechar, por primera vez para uso público, energía eléctrica generada con los recursos de gas que se desechaban en la zona y colocar sus excedentes en el Sistema Interconectado Centro Norte. Con este fin, se conformó la nueva Empresa Eléctrica de Piura, privatizada con un compromiso de ampliación de capacidad instalada, materializado con la puesta en servicio de la nueva Central Térmica de Malacas de 98 MW, con generación a gas. Al mismo tiempo, Electroperú convocó a Licitación Pública Internacional, para la construcción de la Línea de Transmisión a 220 kV Talara-Piura de 103 km, Subestaciones y Sistema de Telecomunicaciones, que entró en operación en 1997. Finalmente, en 1998, como segunda fase del proyecto, Electroperú a través de la Dirección Ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energía y Minas, desarrolló dos importantes obras. La primera de ellas, la construcción de la línea de transmisión a 220 kV Talara-Zorrritos de 135 Km, subestaciones y sistema de telecomunicacione, integrando el sistema regional de Tumbes
al Sistema Interconectado Centro Norte, con lo que este sistema se extiende hasta la frontera norte, preparándolo para una futura interconexión con las redes del vecino país del Ecuador. Por otro lado, la construcción de la línea de transmisión a 60 kV Zorritos-Mancora de 75 Km, subestaciones y sistema de telecomunicaciones, ampliando el sistema regional al sur del departamento. Las obras llevadas a cabo permitirán a Tumbes y las ciudades de frontera, contar con energía en forma confiable y económica, con lo cual se sientan las bases para el desarrollo de nuevas industrias y el progreso de nuestra frontera norte. Desde el año 1999, ELECTROPERU efectuó un Plan de cierre de las Centrales de Zorritos, Zarumilla y Las Mercedes de Tumbes, debido a que con la construcción de la Nueva Central Térmica de Tumbes quedaba garantizado el servicio eléctrico en esta región. En el año 2001, ELECTROPERU transfirió a ADINELSA la línea de transmisión en 60 kV Zorritos – Tumbes – Zarumilla, con sus respectivas Sub estaciones. Asimismo, posteriormente transfirió al Ministerio de Energía y Minas, para su privatización, la línea de transmisión a 220 kV TalaraZorritos de 135 Km. subestaciones y sistema de telecomunicaciones.
6. Conclusiones De acuerdo a todo lo que he leído e investigado sobre las centrales termoeléctricas es que son una fuente de energía eléctrica muy eficaz porque es fácil, barato, y rápido conseguir los materiales para empezar a producir la electricidad. Gracias a sus procesos eficaces de producción de vapor y generación de electricidad estas centrales abastecen una gran cantidad de población en los lugares donde estén instaladas. Lo único malo que vi en estas centrales es que al usar combustibles fósiles como el carbón y el petróleo para producir electricidad, los desechos que producen (CO2, metano y otros hidrocarburos) se van hacia la atmosfera y estos gases producen mucha contaminación, aumentando así en el planeta el aumento del efecto invernadero y a su vez el aumento del calentamiento global, siendo esto muy peligroso para el planeta porque la temperatura aumenta drásticamente.
7. Bibliografía:
Generación Térmica En El Perú; http://www.buenastareas.com/ensayos/GeneracionTermica-En-El-Peru/678707.html Centrales termoeléctricas en el peru; http://www.buenastareas.com/search_results.php?action=search&hidden=0&query= Centrales+Termoelectricas+En+El+Peru Principales centrales térmicas del peru; http://www.buenastareas.com/ensayos/Principales-Centrales-Termicas-DelPeru/544213.html Sector eléctrico en el Perú; http://es.wikipedia.org/wiki/Sector_el%C3%A9ctrico_en_el_Per%C3%BA Cuadro de centrales térmicas en el peru; http://www.mem.gob.pe/minem/archivos/file/institucional/publicaciones/atlas/electr icidad/list_centrales_termicas.pdf http://www.minem.gob.pe/minem/archivos/file/Electricidad/promocion%20electrica/ informativo9.pdf http://www.minem.gob.pe/minem/archivos/file/institucional/publicaciones/atlas/elec tricidad/2001_centrales_termicas.pdf http://www.minem.gob.pe/minem/archivos/Informativo%20Nº03_corregidoC.pdf
