アルゼンチンの電力部門

電力部門アルゼンチン

データ
電気の供給範囲（2016年）	100%（合計）[1]（ 2016年のLAC合計平均：98.2%）[1]
設備容量（2020年）	41,951 MW
化石エネルギーの割合	60.5%
再生可能エネルギーの割合	33%
発電による温室効果ガス排出量（2011年）	67.32メガトンCO2
平均電力使用量（2014年）	一人当たり3,050kWh
配電損失（2014年）	3.3%（ 2005年のLAC平均：13.6%）
部門別消費量 （全体の%）
居住の	41%
産業	45%
商業および公共部門	13%
関税と資金調達
住宅用平均電気料金 （米ドル/kW·h、2004年）	0.0380; ( 2005年のLAC平均: 0.115)
平均産業用料金 （米ドル/kW·h、2006年）	0.0386 ( 2005年のLAC平均: 0.107)
サービス
セクター分離	はい
発電における民間セクターの割合	75%
送電における民間部門のシェア	0%
流通における民間セクターのシェア	75%
大規模ユーザーへの競争力のある供給	はい
住宅ユーザーへの競争力のある供給	いいえ
機関
サービスプロバイダー数	3つの主要なディストリビューター: エデノール エデスール エデラップ
発信の責任	トランスエナー
規制の責任	国家機関（ENRE）および州機関
政策立案の責任	エネルギー事務局
環境に対する責任	環境・持続可能な開発事務局
電力分野法	はい（1991）
再生可能エネルギー法	はい（1998年、2007年に変更）
電力分野に関連するCDM取引	登録済みCDMプロジェクト3件、年間673,650トンのCO2排出量削減

アルゼンチンの電力部門は、ラテンアメリカで3番目に大きな電力市場を構成しています。^[2]アルゼンチンの電力部門は、主に火力発電（設備容量の60％）と水力発電（36％）に依存しています。主流の天然ガス火力発電は、将来のガス供給に関する不確実性によりリスクにさらされています。

電力需要の増加（年間6%以上）と予備率の低下に直面し、アルゼンチン政府は発電部門と送電部門の両方で大規模なプロジェクトを始動させている。需要の増加に対応するには、毎年約1,000MW の新たな発電容量が必要になると推定されている。これらのプロジェクトの多くは、信託基金を通じて政府から資金提供を受けているが、民間の自主的な取り組みは、 2002年のアルゼンチン経済危機の影響からまだ完全に回復していないため、まだ限られている。

1990 年代初頭に実施された改革により、電力部門は発電、送電、配電に分離されました。発電は競争が激しく、ほぼ自由化された市場で行われ、発電容量の 75% は民間電力会社が所有しています。対照的に、送電部門と配電部門は厳しく規制されており、発電部門よりも競争がはるかに少ないです。

アルゼンチンでは、天然ガスを燃料とする火力発電所（CCGT）が主要な発電源となっている。アルゼンチンは、化石燃料を燃料とする火力発電所（60％）、水力発電所（36％）、原子力発電所（3％）を使用して発電しており、風力と太陽光発電は1％未満を占めている。2019年の公称設置容量は38,922MWであった。^[4]しかし、このガス優位のシナリオは、探査と生産（E+P）とパイプライン容量の既存の「ボトルネック」に起因するガス枯渇により変化する可能性がある。ガス生産量は2005年に初めて減少し（-1.4％）、ガス埋蔵量は2004年末までに消費量の10年分に減少した（1980年代の平均30年から減少）。^[5]現在、ガス埋蔵量は2000年に比べて43%減少しています。^{[6]この状況は、}ボリビアとのガス取引をめぐる不確実性や、新たな地域パイプライン接続の建設計画によってさらに悪化しています。2005年の総発電量は96.65TW ·hでした。2015年には、アトゥチャII原子力発電所が100%の電力供給を達成し、アルゼンチンの原子力発電の割合が7%から10%に増加しました。^[7]

発電機は、クヨ(CUY)、コマウエ(COM)、北西部(NOA)、中央部 (CEN)、ブエノスアイレス/グラン ブエノス アイレス(GBA-BAS)、沿岸(LIT)、北東部 (NEA) の 8 つの地域に分かれています。パタゴニア（PAT）。

2020年12月現在の卸売市場の設備容量：^[8]

上記の表には、オフグリッドの設備容量や分散型発電（小規模バイオガス/バイオマス施設、屋上ソーラーパネルなど）は考慮されていません。

CAMESSA は 50MW を超える水力発電を非再生可能と分類していますが、大規模水力発電の再生可能分類は国際基準および他国が自国の水力発電を再生可能エネルギーとして分類する方法と一致しています。揚水発電は、送電網からの電力を消費するため、非再生可能とみなされます。

2005年、アルゼンチンは6.38TW·hの電力を輸入し、3.49TW·hを輸出した。^[9]したがって、純エネルギー輸入は消費量の約3%であった。

アルゼンチンは、共同で建設したヤシレタダムで生産された電力もパラグアイから輸入している。2006年9月18日、パラグアイはヤシレタダム建設のためにアルゼンチンに負っている110億ドルの負債を、40年間にわたり年間8,000GWhの割合で電力で支払うことで返済することに合意した。

アルゼンチンの電力需要は1991年以降着実に伸びており、2001～2002年の経済危機による一時的な落ち込み^[10]があったものの、その後は経済回復もあって、過去5年間で急速な回復（年間6～8%の増加）を見せている^[11]。2005年のアルゼンチンの電力消費量は94.3TW ·hで、一人当たり2,368kWhに相当する。住宅消費量は全体の29%を占め、工業用、商業・公共用がそれぞれ43%と26%を占めている^{[9] 。}

アルゼンチンは現在、予備率が2001年の30%超から10%未満に低下したため、需給逼迫の状況に直面している。この事実と配電会社のサービス（ケーブル、変圧器など）の劣化が相まって、供給が危険にさらされる可能性がある。需要の年間6～8%の増加を維持するには、システムに毎年約1,000MWの発電能力を組み込む必要があると推定されている。^[12] 2016年、アルゼンチンは増加する国内電力需要を満たすために、ブラジル、チリ、パラグアイ、ウルグアイとの送電相互接続を通じて9.5BkWhを輸入した。^[13]

アルゼンチンには、北部と中南部にSADI（Sistema Argentino de Interconexión 、アルゼンチン相互接続システム）があり、南部にはSIP（ Sistema de Interconexión Patagónico 、パタゴニア相互接続システム）という2つの主要な広域同期送電網システムがある。両システムは2006年3月から統合されている。^[14] SADI地域の電力市場はMEM（Mercado Eléctrico Mayorista）によって管理されている。

アルゼンチンの電力普及率は2016年には人口の100%に近かった。^[1]しかし、一部の農村地域では電力へのアクセスがさらに不足している。2012年の農村市場における再生可能エネルギープロジェクト（PERMER）は、農村地域の電力普及率を拡大するために実施されているいくつかのプログラムの1つであった。^[15]（以下の世界銀行のプロジェクトを参照）。

中断の頻度と継続時間はLAC地域の平均を大幅に下回っています。2002年には、加入者1人当たりの中断回数は平均5.15回、中断継続時間は5.25時間でした。LACの加重平均はそれぞれ中断回数13回と中断継続時間14時間でした。^[16]

2005年の配電損失は13.6%で、10年前の17%から減少しました。^[16] 2014年の損失は約3.3%でした。^[4]

エネルギー事務局（SENER）は政策立案を担当し、国家電力規制局（ENRE）はエネルギー事務局内の独立機関であり、1991年の法律26,046で確立された規制枠組みの適用を担当しています。ENREは、連邦管理下にあるセクターの規制と全体的な監督を担当しています。州の規制当局は、残りの公益事業を規制しています。ENREと州の規制当局は、料金を設定し、規制対象の送配電事業体が安全、品質、技術、環境基準に準拠しているかどうかを監督します。CAMMESA（Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico ）は、卸売電力市場の管理者です。その主な機能には、スポット市場での発電と価格計算の運用とディスパッチ、電力システムのリアルタイム運用、電力市場における商取引の管理が含まれます。^[11]

1960年に設立された連邦電力評議会（CFEE）もこの分野で非常に重要な役割を果たしている。同評議会は、電力事業に特化した基金（国家電力基金、以下の最近の動向を参照）の管理者であり、電力産業、公共および民間エネルギーサービス、新規プロジェクトおよび調査の実行における優先順位、許可および認可、電気料金および価格に関する問題に関して、国および州政府への顧問でもある。また、電力産業における法律改正の顧問でもある。^[17]

アルゼンチンの電力部門は、南米で最も競争が激しく、規制緩和が進んでいる部門の1つです。しかし、エネルギー事務局がCAMMESAに対して拒否権を持っているという事実は、競争市場の機能を変える可能性があります。発電、送電、配電の機能は民間部門に開放されていますが、これら3つの機能間の相互所有には制限があります。アルゼンチンの法律は、競争環境を作り出し、発電業者が国内のどこにいても顧客にサービスを提供できるようにするために、送電網へのアクセスを保証しています。^[10]

民間企業と国営企業は、競争的でほぼ自由化された電力市場で発電を行っており、総設備容量の75％が民間の手に握られている。公的所有のシェアは、原子力発電と、2つの二国間水力発電所、ヤシレタ（アルゼンチン・パラグアイ）とサルトグランデ（アルゼンチン・ウルグアイ）に相当します。発電部門は10社を超える大企業で非常に細分化されており、すべての企業がシステムの総容量の15％未満を供給しています。^[9]発電会社は、CAMMESAが運営する卸売市場で電力を販売しています。^[10]

送電および配電部門は厳しく規制されており、発電部門ほど競争力がありません。送電に関しては、Compañía Nacional de Transporte Energético en Alta Tension (Transener) がアルゼンチン政府との長期協定に基づいて国内送電網を運営しています。流通部門では、エデノール ( Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte )、エデスル ( Electricidad Distribuidora Sur )、エデラップ ( Empresa de Electricidad de la Plata ) の 3 つの民間企業が民間企業によって 75% の支配力を持ち市場を支配しています。^[10]

省レベルのその他の重要な配電会社は次のとおりです。

• 公立地方: EPEC (コルドバ州政府)、EPESFI (サンタフェ州政府)
• 私立州: ESJ ( Energía San Juan )、EDET ( Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán ): EDEN ( Empresa Distribuidora de Energía Norte )、EDEA ( Empresa Distribuidora de Energía Atlántica )、EDES ( Empresa Distribuidora de Energía Sur) )

エネルギー事務局（SENER）内の国家推進部（DNPROM）は、再生可能エネルギー（再生可能エネルギー調整部を通じて）およびエネルギー効率（エネルギー効率調整部を通じて）の取り組みの発展につながるプログラムと活動の設計を担当しています。^[10]補完的に、環境天然資源事務局（SEMARNAT）は、環境政策と再生可能および非再生可能資源の保護を担当しています。^[14]

再生可能エネルギーの促進に関する最も重要な法的手段は、1998年の法律25,019号と2007年の法律26,190号である。「国家風力および太陽エネルギー規則」として知られる1998年の法律は、風力および太陽光発電を国家の利益と宣言し、発電量1kWh当たりの追加支払いを確立するメカニズムを導入した。これは1998年当時、市場価格の40%のプレミアムを意味していた。また、法律の公布から15年間、特定の税免除を認めた。^[11] 2007年の法律は、以前の法律を補完し、公共サービスの提供を目的としたあらゆる再生可能エネルギー源からの発電を国家の利益と宣言した。この法律はまた、10年間で再生可能エネルギー消費の8%目標を設定し、再生可能エネルギー源から生産された電力にプレミアムを支払うためにリソースが割り当てられる信託基金の設立を義務付けた。

2021年末現在、アルゼンチンは水力発電設備容量（11.3GW）で世界第21位の国であった。^[18]

アルゼンチンの水力発電の潜在能力は部分的にしか利用されていない。特定されている潜在能力は年間170,000GW/時であるが、2006年の水力発電量はわずか42,360GW/時であった。^[14]また、未開発の小水力発電資源もあり、その潜在能力は総発電量の1.81%と推定されている（現在は0.88%）。^[20]

（発電所の包括的なリストについては、アルゼンチンの水力発電所を参照してください。）

2021年末現在、アルゼンチンは風力エネルギーの設置量（3.2GW）で世界第26位の国であった。^[21]

2020年現在、アルゼンチンの風力発電設備容量は1.6GWで、2019年だけで931MWが設置されました。^[22]アルゼンチンの陸上風力発電による電力生産量は、2018年の1.41TWhから2020年には9.42TWhに増加しました。^[23]

アルゼンチンの洋上風力発電の技術的潜在能力は2.5TWと推定されているが、これまでに洋上風力タービンは建設されていない。^[24]

アルゼンチンのパタゴニア地方は、非常に大きな風力発電の潜在能力を秘めている。チュブト風力発電地域センター（CREE）は、この地域の理論的な発電潜在能力を500GWと見積もった。しかし、この大きな潜在能力はまだほとんど活用されていない。この未開発の理由の1つは、既存の関税とインセンティブがまだ風力発電開発を十分魅力的にしていないことである。しかし、この地域の風力発電開発の主な障害は、パタゴニア地方を全国相互接続システムに接続する送電線の不足であった。^[25]連邦電力輸送計画の枠組みの下でパタゴニア線の最初のセクションであるチョエレ-チョエル-プエルトマドリン高圧線が完成したことで、2006年3月にこのボトルネックが解消された^。[26]

それにもかかわらず、アルゼンチンでは過去10年間に風力発電が大幅に増加しました。2005年の稼働中の風力発電容量は13の発電所で合計26.6MWでした。これはアルゼンチンの風力エネルギーの理論上の潜在能力の約0.05％にすぎません。2007年の発電所数と総容量の分布は次のとおりです。^[20]

• ブエノスアイレス州：6基、6,100kW
• チュブト州：4基、17,460kW
• サンタクルス州：1基、2,400kW
• ラ・パンパ州：1基、1,800kW
• ネウケン州: 1プラント、400kW

13基の原子力発電所のうち、2000年以降に稼働したのは3基のみで、残りの10基は1990年代に建設された。^[20]

（アルゼンチンの風力発電体制マップを参照）。

2021年末現在、アルゼンチンは太陽光発電設備容量（1.0GW）で世界第43位の国となっている。^[27]

太陽光発電は遠隔地にしか存在しません。2005年にはわずか81MW/時しか発電されず、総発電量の0.1%未満でした。^[28] 2012年には、カナダ・ホンダの5MWの4段階のうち最初の段階が完了し、117MWの再生可能エネルギーを導入する計画の一環として行われました。^[29]

1991年以前、アルゼンチンの電力部門は垂直統合されていた。1988年/1989年の夏、同部門は深刻な危機に見舞われたが、これは主に国内の火力発電所の保守不足（50%が使用不能）が原因だった。^{[30]危機の直後、}カルロス・メネム政権は法律24,065号を通じて電力部門に新たな法的枠組みを導入した。これには、発電、送電、配電の垂直的および水平的分離、すべてのセグメントの民間部門への開放、規制機能と政策立案の分離などが含まれていた。新法の結果、民間投資が大幅に増加し、1990年代に生産を開始した公営発電所と相まって、電力不足と低品質の状況が、豊富で信頼性が高く低価格の状況に変化した。^[31]

ENRE（国家電力規制機関）は1992年に設立された。アルゼンチン相互接続システム（SADI）に対応する総需要の最大93％をカバーする卸売電力市場（MEM）も1992年に設立された。需要の残りの7％のシェアはパタゴニアに相当し、パタゴニアには独自の相互接続市場（パタゴニア卸売電力市場MEMSP）があり、現在はMEMと相互接続されている。CAMMESA（卸売電力市場管理会社）もその年に設立され、ディスパッチ業務の調整、卸売価格の設定、アルゼンチン相互接続システムを通じて行われる経済取引の管理の責任を負った。^[30]

1990年代に実施された改革により多額の投資が行われ、発電能力が75%増加し、卸売市場での価格が1992年の40米ドル/MW・hから2001年の23米ドル/MW・hに低下した。しかし、改革では送電能力の必要な増加は得られなかった。1990年代に建設された関連プロジェクトは、コマウエとブエノスアイレス間の1,300kmの高圧線の追加のみであった。配電網も改修・拡張され、効率と品質が向上した。^[32]

2001年の経済危機への対応として、電気料金はアルゼンチン・ペソに転換され、2002年1月に国家非常事態および為替制度法により凍結された。高インフレ（アルゼンチンの経済を参照）とペソの切り下げにより、この分野の多くの企業は、収益は安定しているもののコストが増加するという状況下で、外貨建ての多額の負債に対処しなければならなかった。この状況は深刻な投資不足と需要増加への対応不能につながり、2003～2004年のエネルギー危機の一因となった。^[32] 2003年以来、政府は料金値上げを可能にする修正を導入する過程にあった。産業および商業消費者の料金はすでに値上げされている（名目値でほぼ100％ 、実質値で50％）が、住宅料金は依然として同じままである。^[33]

2004年、ネストル・キルチネル大統領は、 石油と天然ガスの開発と商業化、および電力の発電、送電、取引のためにアルゼンチン国営企業であるエネルヒア・アルヘンティーナ・ソシエダ・アノニマ（エナルサ）を設立しました。エナルサの設立により、国は1990年代に 大部分が民営化されたエネルギー市場において、再び重要な地位を獲得することになります。

2006年9月、SENERは発電能力を増強し、高まる電力需要に応えることを目的としたEnergy Plus ( Energía Plus )プログラムを開始した。このプログラムは、2005年を上回る消費レベルに適用される。CAMMESAは、すべての大規模ユーザー(300kW以上)に対し、現在の需要と2005年の需要の差額をEnergy Plus市場で契約することを義務付けている。この新しい規制緩和市場では、新発電所で生産されたエネルギーのみが取引される。このプログラムの目的は2つある。1つは、住宅消費者、公共団体、中小企業への供給を保証すること。もう1つは、産業部門による自家発電と電力コジェネレーションを奨励することである。^[31]

2008年3月、政府は決議24/2008を承認し、天然ガスの探査と生産への民間投資を奨励するために「ガスプラス」と呼ばれる新しい天然ガス市場を創設した。ガスプラス制度は、新規発見と「タイトガス」田に適用される。国内市場に限定された新ガスの価格は、「天然ガス生産者との協定2007-2011」で定められた条件に従わず、コストと妥当な利益に基づいて決定される。専門家は、ガスプラス制度が成功すれば、新発電所への燃料供給が確保されるため、エネルギープラス制度の下での発電所への新規投資を刺激できると考えている。^[34]

2007年12月、政府はエネルギーの合理的かつ効率的な使用のための国家プログラム（PRONUREE、政令140/2007）を立ち上げた。この政令は、エネルギーの合理的かつ効率的な使用が国家の利益であると宣言し、供給と需要の不均衡に対抗するためのエネルギー部門戦略の一部でもある。エネルギー省の管轄下にあるPRONUREEは、エネルギー消費部門のエネルギー効率を改善するための手段となることを目指しており、エネルギー効率は長期的な取り組みとビジョンをもって促進される必要があることを認識している。また、温室効果ガスの排出削減を含む持続可能な開発とエネルギー効率の関係も認識している。このプログラムはまた、教育戦略によって個人の行動変容を促進する必要性を認識しており、公共部門は施設内での省エネ対策の実施において主導的な役割を担うことにより模範を示している。^[35]

PRONUREEには、工業、商業、運輸、住宅、サービス部門、公共建築物のエネルギー効率改善を目的とした短期・長期対策が含まれている。また、エネルギー効率に関する教育プログラム、コジェネレーション活動拡大のための規制強化、エネルギーを使用する機器や器具のラベル表示、エネルギー効率規制の改善、エネルギー効率プロジェクトの開発を支援するためのクリーン開発メカニズム（ CDM ）の幅広い活用も支援している。 ^[35]このプログラムの目標は、電力消費を6％削減することである。^[36]

PRONUREE で規定された最初の活動の 1 つは、アルゼンチンで 2011 年までに白熱電球を段階的に廃止する 国家プログラムです。政府の資金で賄われるこのプログラムは、電力網に接続されたすべての家庭と特定の公共施設で、白熱電球をエネルギー効率の高いコンパクト蛍光灯(CFL) に交換することを目指しています。このプログラムは、当初パイロット段階を経て、今後 6 か月で 500 万個の白熱電球を交換する予定で、^[37]全体で 2,500 万個の電球が配布される予定です。^[38]配給会社のスタッフが各家庭を訪問して白熱電球を交換し、電球交換の利点とエネルギーの効率的な使用全般について住宅ユーザーに説明します。^[37]

アルゼンチンでは、ブエノスアイレス首都圏とラプラタ市の配電会社（エデノール、エデスール、エデラップ）の小売料金は国家規制機関（ENRE）によって規制されているが、州立公益事業会社は地方規制当局によって規制されている。ENRE管轄下の公益事業会社は、緊急事態および為替制度法により2002年に凍結されて以来、住宅用料金の値上げが認められていなかったが、一部の州規制当局は最近、住宅用料金への追加料金を承認した。特に、コルドバ州公共サービス規制庁（ERSeP）は、2008年2月に住宅顧客への17.4%の追加料金に同意した^[39]。同様に、サンタフェは10%から20%の値上げを承認した。^[40]メンドーサ州は300kWh未満で0～5％、300kWh以上で10～27％。^{[41] [42]}フフイ州は22～29％、トゥクマン州は10～24％。^[43]その他の州（サンファン州、チャコ州、フォルモサ州、コリエンテス州、ラ・パンパ州、ネウケン州、リオ・ネグロ州、エントレ・リオス州）も近い将来に料金を値上げする予定。^[43]

最近、7年間の料金凍結の後、2008年8月にブエノスアイレス首都圏（エデノール、エデスール、エデラップの電力会社が供給）の住宅電気料金が、2か月ごとに650kWh以上を消費する世帯に対して10～30％値上げされた。消費量が651kWhから800kWhの場合、値上げは10％、1,201kWhを超えるユーザーの場合、値上げは30％となる。値上げは、エデノール、エデスール、エデラップの全顧客（1,600,000世帯）の約24％に影響する。商業および工業ユーザーの場合、値上げは10％となる。^[44]

2008年8月末、ENREは送電料金の17%～47%の値上げも承認した。^[45] ENREが認めた値上げは、エネルギー事務局が一部の送電会社（例：Transener、Transba、Distrocuyo、Transnoa）に対して決定した値上げを下回った。これらの会社のうちいくつか（例：Transener、Transba）は、ENREの決定に異議を唱える可能性が高い。^[46]全体的な料金改定はまだ保留中で、2009年2月まで延期されている。^[47]

アルゼンチンの電気料金はLAC平均を大きく下回っています。2004年の住宅用電気料金の平均は1kWhあたり0.0380米ドルで、2003年の産業用電気料金の平均0.0386米ドルとほぼ同じです。LACの加重平均は、住宅消費者が1kWhあたり0.115米ドル、産業顧客が1kWhあたり0.107米ドルでした。^[16] （料金の変遷の詳細については、電力部門の歴史を参照してください）。

下記の内陸電力開発基金 (FEDEI) を参照してください。

1991年、アルゼンチン政府は、ガソリン税の一部と卸売市場での販売に対する上乗せ税で賄われる国家電力基金（FNEE、Fondo Nacional de la Energía Eléctrica）を設立した。この基金は、CFEE（連邦電力評議会）によって管理され、以下の基金に示された割合で資金を提供している。^[48]

• 47.4%: 最終消費者に対する地域関税補償補助基金 (FCT)。全国で関税を均一化するためのもの (これにより、電気料金が高い地域の消費者に対する事実上の補助金が創出されました)
• 31.6%: 内陸電力開発基金 (FEDEI)。発電、送電、農村および都市の配電事業に充てられる。資金の大部分は農村の電化に充てられている。
• 19.75%: 連邦電力送電信託基金(FFTEF) (2000年に設立)、電力送電の共同融資またはプロジェクト向け。
• 1.26%: 風力エネルギー基金（2002年に設立）、風力エネルギーの開発のため、

さらに、卸売電力市場の管理者であるCAMMESAは、2007年までに国のエネルギー需要には1,600MWの追加容量が必要になると予測していた。特定の投資の必要性と民間投資の不足に直面したエネルギー事務局（SENER）は、2004年に決議712および826を制定し、卸売市場における電力供給の拡大に必要な投資のための基金（FONINVEMEM）を設立した。卸売市場の債権者の参加を奨励することを目指したこの基金は、主に発電会社である債権者に、基金自体の設立に信用で参加するよう呼びかけた。^[49]

予測される電力不足に対する政府の対応策の一環として、いくつかのプロジェクトが進行中です。これらの計画がすべて予定通りに完了すれば、今後数年間の容量要件は満たされることになります。

2つの新しいCCGT発電所、ホセ・デ・サン・マルティン火力発電所とマヌエル・ベルグラノ火力発電所は、それぞれ830MWで建設中であり、2009年初めにフル稼働を開始する予定である。エンデサ、トタルSA、AESコーポレーション、ペトロブラス、EDF、デューク・エナジーがこれらの発電所の主な株主である。FONINVEMEMを通じて資金提供を受けた両発電所（総投資額は10億9,700万米ドル）は、2009年初めにフル稼働を開始する予定である。^[50]

さらに、計画省は2007年7月に、総発電容量1.6GW、総投資額32億5000万米ドルの5つの新しい火力発電所の稼働開始を発表した。2008年に稼働開始が見込まれるこれらの2世代タービン（ガスまたは燃料油）発電所は、エンセナダ（540MW）、ネコチェア（270MW）、カンパーナ（540MW）、サンタフェ（125MW）、コルドバ（125MW）に建設される。^[51]最後に、エナルサは最近、小型で移動可能な発電ユニット11基（各15～30MW）と、はしけ船に搭載されるその他の大型発電ユニット3基（50～100MW）の入札を開始した。これらの新しいユニットの基本価格はまだ不明だが、400～500MWの新しい発電容量が追加されることになる。^[52]

2006年、アルゼンチン政府は原子力エネルギーの増強計画を開始した。 1981年に建設が開始されたアトゥチャII原子力発電所は、2010年までに完成し、発電能力を750MW増強する予定だった。同発電所は2014年6月に発電を開始した。さらに、発電能力648MWのエンバルセ原子力発電所は改修され、2011年以降も運転寿命を延長する予定だった。^[53]

水力発電に関しては、ヤシレタダムの貯水池の高さが当初の設計どおり7メートル高くされて83メートルとなり、容量が1,700MWから3,100MWに増加した。これにより、発電量は60%増加する（11,450GW/時から18,500GW/時）。^[11]貯水池の上昇は、住民の再定住に関する深刻な論争があったにもかかわらず、2011年2月に完了した。^{[55] [56] [57]さらに、2006年には、}パラナ川のアニャクア支流に3基の新しいタービン発電所を建設するヤシレタ拡張の入札が政府によって発表された。この拡張は2010年に完了する予定で、新しい発電容量が300MW追加される。^[58]

送電に関しては、500 kV の電力エネルギー輸送のための連邦計画が FFTEF (Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federation) の傘下で実施中です。^[11]計画の主要路線（リネア・パタゴニカ、リネア・ミネラ、ヤシレタ、プエルト・マドリン – ピコ・トルンカド、NEA-NOA、コマウェ – クヨ、ピコ・トルンカド – リオ・トゥルビオ – リオ・ガジェゴス）はすでに建設されているか、現在建設中である。 2007 年から 2009 年にかけて建設された送電線により、新たに 4,813 キロメートルの高電圧送電容量が追加されます。^{[26] [59]}

さらに、2003年に定義され、2006年に更新された連邦電力輸送計画IIは、2010年までの期間に地域送電網が直面する制約に対処することを目標としている。この補完的な計画では、短期的な需要問題に対処する能力に応じて必要な作業に優先順位を付けている。2003年に特定された240の作業のうち109は優先度が高いと考えられ、すでに完了しているか、実行中である。当初、優先度の高い作業への投資は3億7,600万ドルと見積もられ、残りの作業への投資は合計8億8,220万ドルと見積もられた。しかし、この予算は、鉄鋼やアルミニウムなどの材料や労働コストの上昇により見直し中である。^[11]

1991 年以前、アルゼンチンの電力部門は垂直統合されていました。電力部門の新しい法的枠組みには、発電、送電、配電の垂直および水平分離、すべてのセグメントの民間部門への開放、規制機能と政策策定機能の分離が含まれていました。

現在、民間企業と国営企業が競争的でほぼ自由化された電力市場で発電を行っており、総設備容量の 75% が民間の手にあります。国営のシェアは、原子力発電と、2 つの二国間水力発電所 (ヤシレタ (アルゼンチン・パラグアイ) とサルト グランデ (アルゼンチン・ウルグアイ)) に相当します。一方、送電および配電部門は厳しく規制されており、発電ほど競争的ではありません。送電部門では、Compañía Nacional de Transporte Energético en Alta Tension (Transener) が国の送電網を運営しており、配電部門では、Edenor (Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte)、Edesur (Electricidad Distribuidora Sur)、Edelap (Empresa de Electricidad de la Plata) の 3 つの民間企業が市場を独占しており、民間企業が 75% を管理しています。

アルゼンチンでは、環境・持続可能な開発事務局が環境に関する責任を負っています。

OLADE（ラテンアメリカエネルギー機構）は、2003年の電力生産によるCO2排出量は2,050万トンで、エネルギー部門の総排出量の17％を占めると推定している_。 [ ₆₀ ]^国際エネルギー機関 によると、2011年の実際の発電によるCO2排出量は6,732万トンで、各国の燃料燃焼による総CO2排出量の36.7％を占めている_。[ 61 ^]

2007年8月現在、アルゼンチンにはエネルギー関連の登録済みCDMプロジェクトが3件のみあり、年間673,650トンのCO2e排出量削減が見込まれている_。^{[62] 3件のプロジェクトのうち、大規模なのは}パタゴニア地方の10.56MWのアントニオ・モラン風力発電所の1件のみである。アセイテラ・ヘネラル・デヘサのバイオマス廃棄物からの電力生産と、ノルテIII-B埋立地からのメタン回収と発電の2件は、既存の小規模プロジェクトである。

アルゼンチンで世界銀行が資金提供している唯一の活動中のエネルギープロジェクトは、農村市場における再生可能エネルギープロジェクト（PERMER）である。このプロジェクトの目的は、180万人（314,000世帯）と、配電センターから遠く離れた6,000の公共サービス（学校、病院など）に電力へのアクセスを保証することである。この分散市場の電化は、主に太陽光発電システムの設置によって行われるが、マイクロ水力タービン、風力、そして最終的にはディーゼル発電機などの他の技術によっても行われる。^[15] 1999年に開始され、2008年12月に終了する予定のこのプロジェクトは、GEFから1,000万ドルの助成金と世界銀行から3,000万ドルの融資を受けている。^[63]アルゼンチンエネルギー事務局は最近、GEFにエネルギー効率プロジェクトを提出した。このプロジェクトの目的は、エネルギー利用を改善し、消費者のコストを削減し、長期的にエネルギー部門の持続可能性に貢献することです。温室効果ガスの排出量の削減も目指しています。^[64]

2006 年 11 月、米州開発銀行は、アルゼンチン北部に 760 マイルの新しい送電線を建設し、同国の北東部と北西部の別々の送電網を接続するノルテ グランデ送電プログラムに 5 億 8,000 万ドルの融資を承認しました。

2006年、アルゼンチンはCAF（アンデス開発公社）から2つの電力プロジェクト、コマウエ・クヨ電力相互接続（2億ドル）とリンコン・サンタ・マリア・ロドリゲス電力相互接続（3億ドル）の資金提供を受けた。この2つの高圧送電線は連邦運輸計画に含まれていた。^[65]同年、アルゼンチンはCAFから、国内の水力発電インフラの修復を目的としたプログラムのために2億1000万ドルを借り入れた。

2007年6月、CAFはブエノスアイレス州北部の電力輸送能力の一部資金として同州に4,500万ドルの融資を承認した。^[66]

• Cámara Argentina de la Construcción、2006 年。継続的に建設を続ける。電気部門。メディア広場の電気部門の必要性を反転する評価。相談者: イング博士。アルベルト・デル・ロッソ。
• Coordinación de Energías Renovables、2006 年。アルゼンチン共和国におけるエネルギーの可能性
• オックスフォード・アナリティカ、2006年。アルゼンチン：エネルギー問題が持続的な成長を脅かす
• Secretaria de Energía、2006 年。Informe del Sector Eléctrico 2005。
• エネルギー秘書局、2007 年。バランス・エネルギー・ナシオナル。アバンス2006

• アルゼンチン
• アルゼンチン経済危機（1999-2002）
• アルゼンチンのエネルギー危機（2004年）
• アルゼンチンの水供給と衛生
• 国立原子力委員会
• 国別の再生可能エネルギー
• 2019年アルゼンチンとウルグアイの停電

• エネルギー事務局
• エネルギー事務所 - ブエノスアイレス州
• 環境・持続可能な開発事務局
• 連邦電力評議会 (CFEE)
• 卸売電力市場管理者（CAMMESA）
• 国家電力規制機関 (ENRE)
• トランスエナー

• エデノール
• エデスール
• エデラップ
• アルゼンチン電力協力会社連邦公共サービス制限

• アルゼンチンにおける世界銀行のプロジェクト一覧
• アルゼンチンにおける米州開発銀行のプロジェクト一覧

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• （スペイン語） CNEA - 電力速報