阿根廷电力现状及展望

1 概况

阿根廷位于南美洲南部, 国土面积280万km2,1999 年的人口约 3 670 万，年增长率1.3%。阿根廷的能源资源很丰富，石油和天然气除满足国内消费外，还向外出口。天然气的储量在南美居第 2 位。2000 年的数据显示，其已探明的石油储量为 280 亿桶，1999 年的产量为每天 857 200 桶。天然气的已探明储量为 6780亿 m3，1999 年的产量306.9亿 m3。1999年的GDP是 2 800 亿美元，2000 年增长了2.8%。

阿根廷是南美地区主要的能源供应国，其国内市场相对比较成熟，因此其能源公司逐渐向邻国寻求市场。另外，能源市场开放得较早，许多国有公司都已私有化，但天然气输送和电力部门仍保持垄断。国会还计划立法鼓励新公司进入市场，并出售核电站（但目前还未售出）、火电厂和输电公司。

2 装机容量与发电量

在过去的 10 年里，阿根廷的总装机容量增加了1/3.1990年以来，总能耗也提高了30%以上，几乎是1980年的 2 倍。1999 年的发电装机总容量为 2 325 万 kW，净发电量 771 亿kW.h。阿根廷的电力主要是依赖水电和天然气，其中水电装机占总装机容量的 42%，水电发电量 1999 年占 31% ；火电装机占53%，1999 年火电发电量占60%，主要是天然气；核电装机占5%，1999 年的发电量占9%。具体装机容量及发电量见表 1 和表 2。据估计，到 2010 年阿根廷将要增加 800 万 kW 的装机容量。

2.1 火电

阿根廷的火电主要是燃气轮机发电,27座10万kW 以上的火电厂中，燃气联合循环(GTCC)和燃气单循环电厂有20座，其中GTCC有 6 座。表3示出30万kW以上火电厂的情况。预计还要再建设 2 00 万 kW 燃天然气电厂。

2.2 水电

由于运行费用低、污染小，阿根廷政府开发了大量的水电。但近年来天然气发电发展较快，相对来讲水电发展则一直缓慢。表 4 示出30万kW 以上水电厂，表 5 示出计划由私人投资建设的水电项目。

阿根廷有 2 座与邻国共用的水电厂，1 座是与乌拉圭共用的CTMSG水电厂，装机 189 万 kW；另 １ 座是与巴拉圭共用的Yacyreta水电厂，装机320万 kW，也是阿根廷最大的水电厂，1998 年 7 月竣工。该座水电厂的建设对环境造成了很大的破坏，由于世界银行等组织反对其水库水位超高，所以目前仅发总容量 60% 的电力。现在包括Yacyreta在内的许多水电厂都正在开始私有化改革。

阿根廷和巴拉圭还计划联合建1座300万 kW 的水电厂，在Yacyreta上游 199.64 km处，协议决定由国际招标方式建设，保证环境友好。

2.3 核电

阿根廷的核电技术是拉美国家中最先进的，目前有 2 座核电站在运行，1 座是Embale核电站，装机 65 万 kW，另 1 座是Atucha 核电站，装机35万kW。这2座核电站提供的电力占阿根廷总发电量的 9%。第 3 座核电站正在建设中，已完成 80%。政府计划将这 3 座核电站全部卖给单独1家公司，以便安全控制管理，但到目前为止还未找到买主。

2.4 风力发电

西班牙的Endesa公司和Elecnor公司曾向阿根廷政府建议开发其风电潜力，并提出在阿根廷南部的Patagonia建 1 座风电场，预计总装机容量可达 300 万 kW，到 2010 年可满足阿根廷 12% 的用电需求。工程费用估计需 22.5 亿美元。

3 输配电与用电

阿根廷输电线路电压等级为 220～550 kV，500 kV 电力系统见图 1。在过去的 10 年里，阿根廷的电力系统发展缓慢。2000 年 7月连接阿根廷与巴西的 100 万 kW、500 kV输电线路刚刚完工，第 2 条输电线路正在建设中，线路长 499.1 km,计划 2002 年中完工。

4 管理体制与改革

阿根廷改革前的电力工业体制是由联邦政府所有的 4 家电力企业和 2 家国际间合办企业组成。4 家国有电力企业是布宜诺斯艾利斯电力公司(Segba)、国营水利电力公司(Ayee)、北部巴塔哥尼亚水力发电公司(Hidronor)和国家原子能委员会(Conea)。2 家合办企业即上述的与乌拉圭合作的CTMSG水电公司和与巴拉圭合作的Yacyreta水电公司。

90 年代初，阿根廷电力工业经历了严重的财政危机和运营困难。发电设备容量过剩，但实际电力供应却又严重短缺。电力供应不足所导致的停电一直是其未能解决的难题，枯水期尤为突出。用户偷电现象也较多。

1992 年后，电力工业实施私有化和放松管制，发电、输电和配电分成了几个市场。目前阿根廷是南美竞争最激烈的放松管制市场之一，发电商大约有 40 家。阿根廷的法律规定开放其电力批发市场，根据现有电力的生产成本进行调度，成本最低者优先。阿根廷的电力改革政策吸引了外国投资者，有 20 家国际投资商投资建设了 12 家联合循环电厂，使国家火电装机容量几乎增长了 1/3 。但近来由于发电市场竞争激烈，有些外商为避免损失，卖掉股份，退出市场。这也是阿根廷电力工业面临的新问题。

1997 年 8 月，阿根廷和巴西决定将 2 国的电力市场连为一体，取消所有的政府补贴，保证发电市场的自由竞争，要求完全根据成本定价。

4.1 机构改组

4.1.1 发电部分

私有化后，向首都布宜诺斯艾利斯供电的Segba公司分割成 6 家发电公司；Ayee公司分割成 12 家火电公司和 4 家水电公司；Hidronor水电公司分割成 5 家水电公司，Hidronor提供的电力占全国的 80% 左右。

1992 年 4 月到1995 年 6 月期间，有 25% 以上的国有电力公司实施了私有化，主要是变成独立的发电公司。尽管现在该进程有所放慢，但仍在继续，政府计划卖掉其剩余的发电公司和配电公司。

4.1.2 输配电部分

输电部分合并了Segba、Ayee和Hidronor各自的输电设施，成立了单一的高压送电公司和 6 家地方送电公司。

配电部门把Segba的配电设施分割成布宜诺斯艾利斯北部、南部及拉普拉塔 3 家配电公司。此外还有一些区域配电公司和市政电力公司，这些小型配电公司共享配电线路，由输电技术辅助服务部(PFTT)控制管理。

阿根廷不允许输电公司售电。配电公司的运营也是受管制的，在各自地区有 95 年的配电特许权。电费由能源电力管理局(ENRE)控制，包括入网费和使用费。大部分配电公司已私有化，但仍有一部分由省政府控制。

4.2 市场运作

所有发电公司可以自由地向国内任一用户供电，电力出口由政府控制，即由ENRE负责，此外ENRE还负责调解各工业部门间的矛盾。各发电公司通过价格投标向电力批发市场售电，或依照双边合同向特定用户供电。每个发电公司占有的市场份额在法律上限定在全国总售电量的10% 以内。发电公司通过卖电和向系统提供备用容量来获取收益。电力批发市场由CAMMESA管理。CAMMESA是一个非营利机构，其成员有发电商、输电公司、配电公司、大用户及能源秘书事务局，能源秘书事务局代表零售用户的利益。

关于给大用户供电，阿根廷电气法规定了 2 种情况，第 1 种是供电电压 1 kV 以上，峰值负荷 1 000 kW、年耗电量 438 万 kW.h 以上的用户；第 2 种是供电电压 1 kV 以上、峰值负荷 100～2000 kW、年耗电量不足 438 万 kW.h的用户。发电公司和这些大用户之间的合同可自由决定期限、条件、价格和交易量。合同期通常是 1 年。水电企业因受气象等因素的影响，只能签订预计发电量 70% 的合同。火电企业签订的合同及自耗电量的总和也不能超出自己的发电能力。

4.3 电价

批发市场的按季价格由CAMMESA来决定，通常从 5 月 1 日到 11 月 １ 日，持续 6 个月，最短维持 90 天。冬春雨水量大，价格较低；夏秋则以火电为主，价格偏高。

现货交易按时间段定价，由批发市场中现货交易的买卖者来定。现货交易价格每小时都在发生变化。当发电企业的电力不能满足供给合同及大用户购入电力超过合同额时，均采用易货价格进行交易。现货交易可以在发电企业、配电企业及大用户间进行。

配电公司的零售价格受ENRE的管制。

配电公司给首都布宜诺斯艾利斯市的零售电价。

私有化改革后，批发电价下降 20%，可靠性大大提高，如Edenor公司，从 1992 年的停电 22 h 降到 1995 年的 6 h。设备利用率也显著上升，如Costanere公司，设备利用率从 30 %上升到 75%。 

5 地区国际合

拉丁美洲各国在国际电力交易及共同开发项目上的地区合作近年来正在以前所未有的速度发展。

巴西及智利对阿根廷来说是最重要的电力输出市场。3 国政府把电力市场的统一作为目标，加速发电企业法人间的自由竞争，废除国家补助。

阿根廷向巴西及智利扩大电力出口的最大障碍是阿根廷国内及国际送电的质量较差。 此外，在其自身的输电管制方面也存在问题，其高压送电营业权在 1995 年就给予已了Transener公司，但又不提倡其进行电网升级或扩建，所以限制了电力交换

随着电力需求和发电设备的扩大，送电网容量不足是送电成本增大的原因。另外国家间的规定不统一也不利用拉美电力市场的发展。

来源：国际能源网