ニカラグアの電力部門

電力部門ニカラグア
データ
電力普及率（2022年）86.5%（全体）、66.3%（農村部）、100%（都市部）[1]
設備容量（20231849MW
化石燃料の割合35.5%
再生可能エネルギーの割合30.6%（水力および地熱）
発電による温室効果ガス排出量（2023年）3.806 メガトンCO2
平均電力使用1人あたり4.654kWh
配電損失（2023年）18.03%（ 2005年のLAC平均：13.6%）
部門別消費量
（全体の割合）
住宅43%
工業12.5%
商業11.4%
料金と資金調達
住宅用平均料金
（米ドル/kW・h、2006年）		0.137（ 2005年のLAC平均：0.115）
平均産業用電気料金
（米ドル/kW·h、2006年）		0.101（ 2005年のLAC平均：0.107）
平均商業料金
（米ドル/kW·h、2006年）		0.137
サービス
セクターアンバンドリングはい
発電における民間部門の割合70%
大口需要家への競争的供給いいえ
住宅需要家への競争的供給いいえ
機関
サービス提供者数10（発電）、1（送電）、1（配電）
規制の責任INE（ニカラグアエネルギー研究所）
政策立案の責任MEM-エネルギー鉱山省
環境への責任環境天然資源省（MARENA）
電気事業法はい（1998年、1997年改正）
再生可能エネルギー法はい（2005年）
電力部門に関連するCDM取引登録済みCDMプロジェクト2件、年間336,723トンのCO2排出量削減

ニカラグアの発電量は中米でベリーズに次いで2番目に低い。 [2]また、電力へのアクセスを持つ人口の割合も最も低い。1990年代の電力分離・民営化プロセスは期待された目標を達成できず、システムへの発電容量の増加はごくわずかだった。この状況に加え、ニカラグアは発電における石油への依存度が高く（地域で最も高い）、2006年にはエネルギー危機に見舞われ、ニカラグアはそこからの回復に苦慮した。

最新の数字は以下でご覧いただけます: https://web.archive.org/web/20130726102527/http://ine.gob.ni/DGE/serieHistorica.html

ニカラグアの電力システムは、国土の90%以上（太平洋地域、中央部、北部地域全体）をカバーする全国連系システム（SIN）で構成されています。残りの地域は、小規模な独立発電システムによってカバーされています。[3]中米電力連系システム（SIEPAC）プロジェクトは、ニカラグアの電力網を他の中米諸国と統合することで、供給の信頼性向上とコスト削減が期待されています。

電力供給と需要

設備容量

ニカラグアは、 COVID-19パンデミック後の再生可能エネルギー源への近年の進展にもかかわらず、依然として発電において石油への依存度が高く、エネルギー生産の約36%が依然として石油に依存しています。2022年時点で、ニカラグアの発電設備容量は1849MWで、電源別の内訳は次のとおりです。[4]

電源発電量（％）
石油35.5
水力発電14.9
バイオ燃料20.4
風力12.8
太陽光0.6
地熱15.7

総発電量は3,140GWhで、そのうち69%は従来の火力発電、10%はバガス火力発電所、10%は水力発電、10%は地熱発電によるものでした。残りの1%は「独立型」システムで発電された電力に相当します。各電源の詳細な内訳は次のとおりです。[5]

電源発電量（GWh）発電量（％）
水力発電（公営）3079.8%
火力（公共） - 燃料油1996.3%
火力（自家用） - 燃料油1,88360%
熱利用（民間） - バガス32310.3%
ガスタービン（公共） - ディーゼル712.3%
ガスタービン（民間） - ディーゼル0.820.02%
地熱3119.9%
孤立系421.3%

出典：INE統計

2001年以降、公称設備容量は113MW増加しましたが、実効容量はわずか53MWしか増加しておらず、2006年には589MWと低い水準にとどまっています。[5]公称容量と実効容量の大きな差は、適切に稼働しておらず、改修または交換が必要な古い火力発電所の存在によるものです

需要

2006年、ニカラグアの総電力販売量は5.5%増加し、2,052GWhに達しました。これは、一人当たりの年間消費量366kWhに相当します。各経済部門の消費量の割合は次のとおりです。[2]

  • 住宅：34%
  • 商業：31%
  • 工業：20%
  • その他：15%

需要と供給

ニカラグアでは、2001年以降、最大需要が年間約4%の割合で増加しており[2]、その結果、予備率が低下しています（2006年には6%）。さらに、今後10年間、需要は年間6%増加すると予想されており、新たな発電容量の必要性が高まっています[3]

電力へのアクセス

2001年、ニカラグアの人口のうち電力へのアクセスがあったのはわずか47%でした。旧国家電力委員会（CNE）が、電力産業開発基金（FODIEN）、米州開発銀行、世界銀行、スイス農村電化基金（FCOSER）の資金を活用して策定した電化プログラムにより、2006年までに電力アクセス率は55%（違法接続も考慮した国勢調査の推計では68%）にまで向上しました。[2]しかし、この普及率は依然として地域で最も低く、ラテンアメリカ・カリブ海諸国（LAC）の平均94.6%を大きく下回っています。 [6]農村部の普及率は40%を下回っていますが、都市部では92%に達しています。[7]

2004年、国家エネルギー委員会（CNE）は、2004年から2013年までの目標と投資額を定めた国家農村電化計画（PLANER）を策定した。[8]その目標は、2012年末までに国内の農村地域の90%に電力を供給することである。[9]農村電化政策は、PLANER実施の主要な指針として2006年9月に承認された。[10]

サービス品質

停電頻度と継続時間

2003年、加入者1人あたりの平均停電回数は4回（ LACの2005年の加重平均は13回）、加入者1人あたりの停電継続時間は25時間（LACの2005年の加重平均は14時間）でした。 [6]しかし、2006年のエネルギー危機の間、状況は悪化し、国土の大部分で継続的かつ長時間の停電が発生しました（下記の最近の動向を参照）。

配電損失

2006年、ニカラグアの配電損失は28.8%で、中央アメリカで最も高く、平均16.2%だったホンジュラスと並んでいました。 [2]これは、ニカラグアの電力業界が直面している最も深刻な問題の一つであり、非常に大きな経済的損失につながります。この問題は、違法接続の蔓延、改ざんされたメーターシステム、および特定の地域における料金徴収能力の低さに一部起因しています

電力部門における責任

政策と規制

ニカラグアの電力部門の規制機関は以下のとおりです。[11]

  • 2007年1月に設立されたエネルギー鉱山省（MEM）は、国家エネルギー委員会（CNE）に代わりました。MEMは、国家電力部門の開発戦略の策定を担当しています。2003年には、CNEが「ニカラグア電力部門における発電に関する指標計画（2003～2014年）」を策定しました。この計画は、民間投資家が同国で導入する技術に関する意思決定を行う上で有用な情報を提供することを目的としていました。[12]
  • ニカラグアエネルギー研究所（INE）は、政府（MEM）が定めた政策を実施し、規制と課税を担当しています。
  • 地域電力相互接続委員会 (CRIE) は、1996 年の中央アメリカ電力市場枠組み条約によって設立された地域電力市場 (MER) の規制機関です。

国家給電指令センター (CNDC) は、卸売電力市場 (MEN) と国家相互接続システム (SIN) の管理を担当する運用機関です。

発電

2006年、全国相互接続システムには10の発電会社があり、そのうち8つは民間企業でした。各会社が運営する発電所の数と種類は次のとおりです。[2]

種類会社名発電所数設備容量（MW）
公共4226.8
水力発電ハイドロゲサ2104.4
サーマルジェクサ2122.4
プライベート9524.4
地熱ジェモサ177.5
SJP110
サーマルセンサス163.9
EEC147
ジオサ2120
モンテローザ167.5
NSEL159.3
ティピタパ152.2
合計13751.2

出典：CEPAL 2007

送電

ニカラグアでは、送電の100%はENATRELによって処理されており、同社はシステムの配電も担当しています。[2]

分配

ニカラグアでは、スペインのユニオン・フェノサが所有するDissur-Disnorte社が配給の95%を支配しています。その他、Bluefields社、Wiwilí社、ATDER-BL社もわずかな割合で配給を行っています。[2]

再生可能エネルギー資源

「ニカラグア電力部門における発電に関する計画（2003～2014年）」では、同国における再生可能エネルギー資源の開発に関する目標や法的義務は設定されていません。[12]しかし、2005年4月、政府は法律第532号「再生可能資源による発電の促進に関する法律」を承認しました。この法律は、再生可能資源の開発と利用が国益にかなうと宣言し、再生可能エネルギーに対する税制優遇措置を設けました

再生可能エネルギーの進歩

NPRは2015年、ニカラグアが再生可能エネルギーの発電能力を増加させていると報じました。報告書によると、再生可能エネルギーは同国の電力のほぼ半分を発電しており、近い将来には80%に増加する可能性があるとのことです。[13]

水力発電

現在、ニカラグアで生産される電力のわずか10%を水力発電所が占めています。公営企業であるHidrogesaが、既存の2つの発電所（セントロアメリカとサンタバルバラ）を所有・運営しています

ニカラグアの発電における石油製品への過度な依存に起因する最近の（そして未解決の）エネルギー危機への対応として、新たな水力発電所の建設計画が進行中である。2006年、中米経済統合銀行（BCIE）と政府は、BCIEが今後5年間（2007年から2012年）に1億2000万米ドルを複数の水力発電プロジェクトに融資することで合意した。[14]

  • それぞれ 50 MW を発電するセントロアメリカ発電所とサンタバーバラ発電所の近代化。
  • マナグアの北161km 、ヒノテガ県に建設予定の17MWのラレイナガ水力発電所の設計、建設および初期運用に3,700万米ドル。
  • 21MWのシレナ・ロス・カルプレズ水力発電所の設計、建設および初期運用に4,200万～4,500万米ドル。

2008年3月、イラン政府は、ヒノテガ県北部のトゥマ川にボドケと呼ばれる70MWの水力発電所を建設するため、2億3000万米ドルの融資を承認した。報道によると、このプロジェクトは、ニカラグアのエネルギー鉱山省との合意に基づき、イラン輸出銀行の融資を受けてイラン国営企業によって実施される予定である。[15]また、マイクロ水力発電は、特にニカラグアの未電化の孤立した農村地域において、持続可能なエネルギー源として引き続き人気を博している[1]。

重力式ダムであるトゥマリンダムは、ニカラグアの南カリブ海岸自治州にあるトゥマリンの町のすぐ上流のリオグランデ・デ・マタガルパ川に現在建設中です。リオグランデ・デ・マタガルパ川がトゥマ川と合流するサンペドロ・デル・ノルテの東約35kmに位置しています。[16]予備工事（道路、橋梁、基礎工事）は2011年に始まり、主要工事は2015年2月に開始される予定です。完成は2019年の予定です。[17]ブラジルのエレトロブラス社が、20年から30年の建設・運営・譲渡（BOT）契約に基づき、11億米ドルを出資します。このプロジェクトは、ニカラグア中央水力発電会社（CHN）によって開発されています。[18]ダムの麓に位置する発電所には、84.33MWのカプラン水車発電機3基が設置され、設備容量は253MWとなる。[19]

風力

ニカラグアの風力発電の潜在力は、まだほとんど活用されていません。しかし、法律第532号によって創設された新しい枠組みのおかげもあり、対策が講じられています

2009年2月、アマヨ・ウィンド・コンソーシアムは、新たに建設した40MWのウィンドパークをSINに接続し、インド初の稼働中のウィンドパークとなりました。2009年末から2010年初頭にかけて、アマヨ風力発電所は23MWの拡張工事が行われ、総発電容量は60MWに達しました。この風力発電所は、インドのスズロン・ウィンド・エナジー社製のS88型2.1MWタービン30基で構成されています。

アマヨは現在、中米で稼働中の最大の風力発電所です。

地熱

ニカラグアは、太平洋沿岸のマリビオス山脈の火山群の存在により、大きな地熱ポテンシャルに恵まれた国です。しかし、この天然資源を広範かつ効率的に開発するには、まだ程遠い状況です。[12]法律第443号は、地熱資源の探査と開発を規制しています

稼働中の2つの地熱発電所のうち、規模が大きいのはモモトンボ地熱発電所です。1983年に最初の35MWの地熱ユニットが稼働し、商業利用が開始されました。2基目の35MWのユニットは1989年に設置されました。しかし、開発における不適切な管理により、出力は10MWまで低下しました。還元プログラムの実施とより深層の貯留層の開発により、生産量は現在の20MWから75MWに増加すると予想されています。[12]

ラムパワー社（旧ポラリス・ジオサーマル社）は現在、10MWのサンジャシント・ティザーテ地熱発電所を運営している。これはクリーン開発メカニズム（CDM）プロジェクトとして登録されており（下記の電力分野のCDMプロジェクトを参照）、現在2段階の拡張工事が進行中で、第1段階は2010年秋に稼働を開始する予定である。第2段階は2012年12月までに稼働開始する予定である。[20]

バイオマス

サトウキビの搾りかすは、ニカラグアの火力発電所の電力発電量の10%を供給しています

電力部門の歴史と最近の動向

初期の歴史

1958年の69kV送電線の吊り鉄塔

1959年、マナグアに大規模な火力発電所が開設されました。1971年には75MWの発電能力がありました。[21]全国的な電力網の構築は、1958年にマナグアからグラナダ、そしてマナグアからレオンとチナンデガへの2本の69kV送電線の建設から始まりました。[22]

統合国家独占（1979-1992）

1990年代初頭まで、ニカラグアの電力部門は、ニカラグアエネルギー研究所（INE）を通じて、そのすべての活動において国家の存在を特徴としていました。1979年に設立されたINEは省庁の地位を有し、垂直統合された国営独占企業として、国のエネルギー資源の計画、規制、政策立案、開発、運用を担っていました。この10年間、電力部門は通貨切り下げ、戦争、米国による貿易禁輸措置、そして電力システムの運用・保守への投資資金の不足により、深刻な財政的および運営上の問題に直面しました。[23]

セクター改革（1992～2002年）

1990年代初頭、ビオレッタ・チャモロ大統領の政府は、効率的な需要カバーの確保、経済効率の促進、インフラ拡張のための資源誘致を目的として、電力セクターの改革を開始しました。1992年、INEは法律により民間投資家との契約および譲許交渉を許可されました。ニカラグア電力会社（ENEL）は、1994年に国営企業として設立され、発電、送電、配電、商業化、および以前INEに割り当てられていた業務の調整を担当しました。INEは、計画、政策立案、規制、課税の機能を維持しました。[23]

改革プロセスは1998年に法律272（電力産業法 - LIE）と法律271（INE改革法）によって統合された。INE改革により、政策立案と計画の責任を負う国家エネルギー委員会（CNE）が設立された。法律272は、民間企業の参加による競争的な卸売市場の運営の基本原則を確立した。発電、送電、配電は分離され、企業は3つの活動のうち1つ以上に関心を持つことが禁止された。ENELは4つの発電会社（Hidrogesa、GEOSA、GECSA、GEMOSA）、2つの配電会社（DISNORTEとDISUR）（両社ともUnión Fenosaに買収され、その後1つの会社に合併された）、および1つの送電会社（ENTRESA、現在のENATREL）に再編された。[23]

2000年に4つの発電会社の株式公開とともに始まった民営化プロセスは、法的問題と投資家の関心の低さの両方により複雑化した。その結果、ENELは当初の予想よりも重要な役割を維持することになった。ハイドロゲサは水力発電における唯一の事業者として公的管理下に留まり、その利益は民間の関心を惹きつけなかった火力発電所を所有するGECSAと、孤立した地域における農村電化計画の損失を補填するために充てられた。[23]

1990年代の改革は目的を達成しませんでした。民営化によって新規発電への投資が促進されると期待されていましたが、改革後の数年間で増加した発電容量はごくわずかでした。さらに、過去10年間に増加した発電容量は主に液体燃料に依存しており、石油価格の上昇に対する国の脆弱性を高めています。さらに、前述のように、配電損失は依然として非常に高い水準（28%）に留まっています。改革はまた、コストを反映した段階的な電気料金改定の実施を目指していましたが、これは政治的に実現不可能であることが判明しました。

石油価格の上昇、財政的ストレス、停電（2002～2006年）

2002年以降、原油価格が上昇した際、規制当局は電気料金の値上げを承認しませんでした。これは、非常に不評であると予想されたためです。その結果、発電コストの上昇による財政負担は民営化された配電会社に転嫁され、その結果、配電会社は深刻な損失を被ることになりました。[24]

2006年、ニカラグアの電力部門は深刻な危機に見舞われ、4時間から12時間にわたる停電がほぼ全国規模で発生しました。ユニオン・フェノサ傘下の配電会社が責任を問われ、政府は電力供給契約を一時的に解除し、仲裁を求めました。[25]これを受け、ユニオン・フェノサは多国間投資保証機関（MIGA）の保証を要請しました。INEとCNEが建設的な協力関係を築けなかったため、危機はさらに深刻化しました。2007年には、ベネズエラの資金援助による60MWのディーゼル発電設備の設置により、緊急事態は改善しました。[26]

エネルギー省の創設（2007年）

2007年1月、ダニエル・オルテガ大統領就任直後、新法によりエネルギー鉱山省（MEM）が設立され、CNEに取って代わりました。新省はCNEの責務に加え、INEからいくつかの追加権限を継承しました。また、2007年8月には、ウニオン・フェノサとニカラグアの新政府の間で合意が成立しました。政府は詐欺対策法[27]を制定することを約束し、配電損失の削減に役立てられます。ウニオン・フェノサは2012年までの投資計画を策定する予定です[24]。

地域統合、SIEPACプロジェクト

1995年、ほぼ10年にわたる予備調査を経て、中米諸国政府、スペイン政府、米州開発銀行はSIEPACプロジェクトの実施に合意した。このプロジェクトは、この地域の電力統合を目的としている。実現可能性調査の結果、地域送電システムの創設は地域にとって非常に有益であり、電力コストの削減と供給の継続性と信頼性の向上につながることが示された。1996年には、6カ国（パナマ、ホンジュラス、グアテマラ、コスタリカ、ニカラグア、エルサルバドル）が中米電力市場枠組み条約に署名した。[28]

地域電力市場（MER）の設計は1997年に行われ、2000年に承認されました。MERは、既存の6つの国内市場に重畳される追加市場であり、地域的な規制の下で、地域運営機関（EOR）によって認可された代理店が地域内で国際電力取引を行います。インフラに関しては、EPR（Empresa Propietaria de la Red SA）が約1,800kmの230kV送電線の設計、エンジニアリング、建設を担当しています。[28]このプロジェクトは2011年末までに稼働開始予定です。[9]

（地域送電線の地図についてはSIEPACを参照）

関税と補助金

関税

ニカラグアの電気料金は、1998年から2005年の間にわずかに上昇しただけです（実際、産業用料金はこの期間に減少しています）。しかし、2006年の電気料金は2005年と比較して大幅に上昇し、住宅用で12%、商業用で26%、産業用で23%上昇しました。各セクターの平均料金は次のとおりです。[2]

  • 住宅用：1kWhあたり0.137米ドル（LAC 加重平均：0.115米ドル）
  • 商業用：1kWhあたり0.187米ドル
  • 産業用：1kWhあたり0.101米ドル（LAC 加重平均：0.107米ドル）

これらの関税は低いものではなく、実際には中米地域で最も高い水準にあります。住宅価格は地域平均に近い一方、工業価格は地域で最も高い水準にあります。[2]

補助金

現在、料金体系には相互補助制度が存在します。中電圧の消費者は高い料金を支払い、それが低電圧の消費者の低い料金を補助する役割を果たします。月間150kWh未満を消費する消費者は、他の消費者から補助金を受けます。月間0～50kWhの消費量が最も少ない消費者は、平均料金の45%～63%の減額の恩恵を受けます。50kWhを超える消費者も、補助金制度の恩恵を受けます

投資と資金調達

発電

2007年には、ベネズエラ政府から新たな「緊急」発電（60MW）の資金提供を受けました。一方、新たな水力発電プロジェクトは官民双方の資金提供を受け、現在進行中のアマヨ風力発電開発とサン・ハシント・ティサテ地熱発電所は民間資金によって賄われます。

送電

エントレサは2007年から2016年までの送電インフラ拡張計画を策定しました。しかし、すべてのプロジェクトへの資金調達はまだ確保されていません。[24]

分配

2007年8月、ウニオン・フェノサは2012年までの投資計画を策定することを約束しました

農村電化

農村電化のための資金源は限られています。電力産業開発国家基金（FODIEN）は、ニカラグアエネルギー研究所（INE）から付与されるコンセッションとライセンスから財源を得ています。しかし、資金は不十分です。[23]世界銀行（PERZAプロジェクトを通じて）とスイス政府（FCOSERを通じて）も、ニカラグアにおける農村電化の目標を推進するために資金と支援を提供しています

電力部門における民間参入の概要

かつて国営電力会社ENELが担っていた発電、送電、配電は、1998年に分離されました。現在、全国相互接続システムには10の発電会社があり、そのうち8社は民間企業です。水力発電容量の100%は公営企業Hidrogesaが担っています。送電は国営企業ENATRELが単独で担い、配電はスペインのUnión Fenosaが95%を掌握しています。

活動民間参加（％）
発電設備容量の70％
送電0%
配電100%

電気と環境

環境への責任

環境天然資源省（MARENA）は、天然資源と環境の保全、保護、持続可能な利用を担当する機関です。

国家気候変動委員会は1999年に設立されました。[29]

温室効果ガス排出量

OLADE（ラテンアメリカエネルギー協会）は、2003年の電力生産による二酸化炭素排出量は152万トンと推定しており、これはエネルギー部門の総排出量の39%に相当します。[30]この地域の他の国々と比較して、電力生産による排出量へのこの高い割合は、火力発電の割合が高いことに起因しています

電力におけるCDMプロジェクト

現在（2007年11月現在）、ニカラグアの電力部門では登録済みのCDMプロジェクトは2件のみで、年間推定排出量は336,723tCO2eです。1件はサン・ハシント・ティザテ地熱発電プロジェクト、もう1件はモンテ・ローザ・バガス熱電併給発電プロジェクトです[31]。

対外援助

米州開発銀行

米州開発銀行（IDB）は、ニカラグアの電力部門においていくつかのプロジェクトを実施しています

  • 2007 年 10 月、IDB は電力部門投資プログラム支援に 350,500 米ドルを承認しました。
  • 2007年6月、SIEPAC統合のための国家送電網強化プロジェクトに対し、1,200万米ドルの融資が承認されました。このプロジェクトの目的は、ニカラグアの送電網をSIEPAC送電線との相互接続に適合させることです。これにより、地域電力システムによって定められた安全性と信頼性の基準に従ってエネルギーを商業化することができ、国レベルおよび地域レベルの両方でサービス中断を回避することが可能になります。
  • 2006年6月、IDBはニカラグアにおけるエネルギー効率開発のための技術協力活動を承認しました。このプログラムの目的は、パイロットプロジェクトの実施、情報ニーズの特定、追加的なエネルギー効率化対策の実施のための融資提案の作成など、エネルギー効率化対策の設計、評価、実施において政府を支援することです。
  • 2005 年 12 月には、風力関連の技術協力活動 2 件が承認されました。1 件は独立システムにおける風力発電の開発、もう 1 件はコーン島の風力発電パーク実現可能性調査です。

世界銀行

世界銀行は現在、ニカラグアでオフグリッド農村電化（PERZA）プロジェクトを実施しています。1,900万米ドルのこのプロジェクトは、2003年から2008年にかけて世界銀行から1,200万米ドルの資金提供を受ける予定です。このプロジェクトの主な目的は、ニカラグアの選定された農村地域における電力サービスの持続可能な提供とそれに伴う社会的・経済的利益を支援し、国家農村電化戦略を実施するための政府の制度的能力を強化することです

その他

いくつかの国がニカラグアの送電網の拡張に財政支援を提供しています

  • ドイツ：ドイツの銀行であるドイツ復興金融公社（KfW）は近年、複数の送電プロジェクトに融資を行ってきました。これらのプロジェクトの一つであるラス・コリナス変電所と関連する送電線の建設は、2007年12月に完了する予定です。[32]
  • 韓国：韓国輸出入銀行は近年、ティクアンテペ、レオンI、エルビエホ、ナンダイム、ボアコ、ラスバンデラスの変電所を含む送電システムの拡張に資金を提供しており、これらの変電所は2006年1月から2007年12月の間に稼働を開始した。[33]
  • スペイン：スペイン公的信用機関（ICO）と開発援助基金（FAD）は、2003年から2008年にかけて、ティクアンテペ変電所の建設と送電システムへの資材供給に資金を提供した。[34]

出典

参照

参考文献

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  • 国営送電会社（ENATREL）
  • 国立指令センター（CNDC）
  • ニカラグアエネルギー研究所（INE）[永久リンク切れ]
  • ディスノルテ＆ディススル
  • 環境天然資源省（MARENA）
  • エネルギー天然資源省（MEM）[永久リンク切れ]
  • SIEPAC
  • 地域電力相互接続委員会（CRIE）
  • FAO：ニカラグア、気候変動に直面
  • ニカラグアにおける世界銀行のプロジェクト
  • ニカラグアにおける米州開発銀行のプロジェクト
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