El sector eléctrico de Nueva Zelanda utiliza principalmente energía renovable , como la hidroeléctrica , la geotérmica y, cada vez más, la eólica . En 2021, el país generó el 81,2% de su electricidad a partir de fuentes renovables. La estrategia de electrificación se está aplicando para mejorar la penetración de las fuentes de energía renovables y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en todos los sectores de la economía. En 2021, el consumo de electricidad alcanzó los 40 teravatios-hora (TW⋅h), lo que representa un aumento del 0,2% en comparación con los niveles de consumo de 2010. [5]
La Estrategia Energética de Nueva Zelanda 2011-2021 tiene como objetivo lograr una participación del 90% de electricidad renovable para 2025. Después de esto, el gobierno aumentó su ambición al establecer el objetivo de lograr un 100% de electricidad renovable para 2030. [6] [5]
El Ministerio de Comercio, Innovación y Empleo de Nueva Zelanda supervisa varias entidades clave del sector eléctrico, entre ellas los reguladores independientes, la Autoridad de Electricidad y la Comisión de Comercio , que son responsables de la regulación del sector. Además, el agente de la Corona, la Agencia de Eficiencia Energética y Conservación, se dedica a promover y gestionar programas de eficiencia eléctrica. [5]
En Nueva Zelanda, la electricidad se generó por primera vez en fábricas para uso interno. La primera planta de generación que transmitía energía a un lugar remoto se estableció en Bullendale, Otago , en 1885, para proporcionar energía a una batería de veinte sellos en la mina Phoenix. La planta utilizaba agua del cercano arroyo Skippers , un afluente del río Shotover . [7] [8]
Reefton, en la costa oeste, se convirtió en la primera ciudad electrificada en 1888 después de que se pusiera en funcionamiento la central eléctrica de Reefton , mientras que la primera central eléctrica de gran tamaño, la central eléctrica de Horahora , se construyó para las minas de oro de Waihi en Horahora, en el río Waikato . Esto sentó un precedente que dominaría la generación de electricidad de Nueva Zelanda , siendo la energía hidroeléctrica la fuente dominante y la que siguió siendo. [9] De 1912 a 1918, el Departamento de Obras Públicas emitió licencias para muchas centrales eléctricas locales. [10] En 1920, había 55 suministros públicos, con 45 megavatios de capacidad de generación en conjunto. [11]
Los primeros sistemas públicos de suministro de electricidad utilizaban distintos voltajes y corrientes . El sistema trifásico de 230/400 voltios y 50 hercios fue elegido como estándar nacional en 1920. [12] En ese momento, el 58,6% de la capacidad de generación del país utilizaba el sistema trifásico de 50 Hz ; el 27,1% utilizaba sistemas de corriente continua , mientras que el 14,3% utilizaba otros estándares de corriente alterna . [11]
Aunque el uso industrial despegó rápidamente, fueron los programas gubernamentales de los dos primeros tercios del siglo XX los que hicieron que la demanda privada también aumentara considerablemente. Las zonas rurales se beneficiaron especialmente de los subsidios a los sistemas de redes eléctricas, en los que se proporcionaba suministro para crear demanda, con la intención de modernizar el campo. Los resultados fueron notables: en la década de 1920, el uso de electricidad aumentó a un ritmo del 22% anual. De hecho, los programas de "creación de carga" tuvieron tanto éxito que comenzaron a producirse cortes a partir de 1936, aunque un gran número de nuevas centrales eléctricas construidas en la década de 1950 permitieron que la oferta se recuperara. [9]
Después de que los programas de construcción masiva crearan un suministro sustancial de energía que no dependía de los precios internacionales de los combustibles fósiles, Nueva Zelanda comenzó a ser menos frugal en su uso de energía. Mientras que en 1978 su consumo de energía por unidad de producción económica rondaba el promedio de todos los países de la OCDE , durante la década de 1980 Nueva Zelanda se quedó muy atrás, aumentando su uso de energía por unidad económica en más del 25%, mientras que otras naciones reducían lentamente sus niveles de uso de energía. Sobre la base de esta comparación económica, en 1991 el país era el segundo menos eficiente energéticamente de 41 países de la OCDE. [13]
Todos los activos energéticos del gobierno originalmente estaban bajo el Departamento de Obras Públicas . A partir de 1946, la gestión de la generación y transmisión pasó a estar bajo un nuevo departamento, el Departamento Hidroeléctrico Estatal (SHD), rebautizado en 1958 como Departamento de Electricidad de Nueva Zelanda (NZED). En 1978, la División de Electricidad del Ministerio de Energía asumió la responsabilidad de la generación, transmisión, asesoramiento sobre políticas y regulación de la electricidad. [14] La distribución y venta minorista eran responsabilidad de las juntas de energía eléctrica locales (EPB) o los departamentos de electricidad municipales (MED).
La generación de energía eléctrica de Nueva Zelanda, que antes era de propiedad estatal como en la mayoría de los países, fue corporativizada, desregulada y parcialmente vendida durante las últimas dos décadas del siglo XX, siguiendo un modelo típico del mundo occidental . Sin embargo, gran parte de los sectores de generación y venta minorista, así como todo el sector de transmisión, siguen siendo de propiedad estatal como empresas estatales .
En 1987, el cuarto gobierno laborista convirtió la División de Electricidad en una empresa estatal , bajo el nombre de Electricity Corporation of New Zealand (ECNZ), que durante un tiempo operó como Electricorp. El cuarto gobierno nacional fue más allá con la Ley de Empresas de Energía de 1992, que exigía que las EPB y las MED se convirtieran en empresas comerciales encargadas de la distribución y la venta minorista.
En 1994, el negocio de transmisión de ECNZ se dividió como Transpower . En 1996, ECNZ se dividió nuevamente, y se formó un nuevo negocio de generación independiente, Contact Energy . El Cuarto Gobierno Nacional privatizó Contact Energy en 1999. La Ley de Reforma de la Industria Eléctrica de 1998 requirió la separación de la propiedad entre las líneas y los negocios de energía (ya sea generación o suministro). Como resultado, la mayoría de las antiguas Juntas de Energía Eléctrica y Departamentos de Electricidad Municipales establecieron negocios de distribución de electricidad y vendieron sus negocios minoristas de electricidad, generalmente a empresas generadoras. [15] A partir de abril de 1999, el resto de ECNZ se dividió nuevamente, y los activos principales se transformaron en tres nuevas empresas estatales (Mighty River Power (ahora Mercury Energy ), Genesis Energy y Meridian Energy ) y los activos menores se vendieron. MBIE publicó una cronología de las reformas hasta 2015. [16]
El sector eléctrico de Nueva Zelanda se divide en seis partes distintas:
Las fuentes de energía renovables generan gran parte de la electricidad del país; por ejemplo, la industria energética de Nueva Zelanda informó una participación del 75% en 2013. [19] El quinto gobierno laborista de Nueva Zelanda tenía como objetivo aumentar esta proporción al 90% para 2025, [20] el posterior quinto gobierno nacional dio prioridad a la seguridad del suministro. [21]
El gobierno laborista de Nueva Zelanda introdujo una serie de medidas en la década de 2000 como parte de la visión de que Nueva Zelanda se convirtiera en carbono neutral para 2020, [22] [23] y tenía la intención de recaudar gravámenes por las emisiones de gases de efecto invernadero a partir de 2010, que se agregarían a los precios de la energía dependiendo del nivel de emisiones. [24] Sin embargo, el gobierno nacional entrante rápidamente presentó una legislación para derogar algunas de estas medidas, como los objetivos obligatorios para los porcentajes de biocombustibles , [25] una prohibición de la construcción de nuevas plantas de generación de energía alimentadas con combustibles fósiles [26] y una prohibición de las ventas futuras de bombillas incandescentes . [27]
Desde el 1 de enero de 2010, el sector energético debe informar sobre las emisiones de gases de efecto invernadero en el marco del Sistema de Comercio de Emisiones de Nueva Zelanda (NZETS). Desde el 1 de julio de 2010, el sector energético tiene la obligación formal de comprar y entregar una unidad de emisión por cada dos toneladas de emisiones notificadas. En diciembre de 2011, había 78 empresas energéticas registradas obligatoriamente en el NZETS y cinco participantes voluntarios. [28] Las empresas del sector energético inscritas en el NZETS no reciben una asignación gratuita de unidades de emisión y se espera que trasladen a sus clientes los costos de compra de unidades de emisión. [29]
En abril de 2013, el Partido Laborista y el Partido Verde dijeron que si ganaban las elecciones generales de 2014, introducirían un único comprador de electricidad similar a Pharmac (el único comprador de medicamentos farmacéuticos en Nueva Zelanda), con el fin de reducir los costos minoristas. [30] El Gobierno respondió llamándolo "vandalismo económico", comparándolo con la Unión Soviética , [31] pero el colíder de los Verdes, Russel Norman, dijo que impulsaría la economía y crearía empleos. [32] Al día siguiente, las acciones de la empresa eléctrica privada Contact Energy habían caído más del 10%. [33]
La política energética de Nueva Zelanda establece objetivos para lograr un 90% de generación de electricidad renovable para 2025, con la aspiración de alcanzar el 100% para 2030. Esto está respaldado además por el Plan de Reducción de Emisiones, que apunta a que el 50% del consumo final total de energía (TFEC) del país provenga de energías renovables para 2035, fomentando la electrificación generalizada en varios sectores. [5]
El Comité Provisional de Cambio Climático de Nueva Zelanda, creado en abril de 2018, destacó la importancia de electrificar el transporte y la calefacción industrial en su informe de abril de 2019 "Electrificación acelerada". En respuesta, el gobierno lanzó el Fondo de Financiación de Inversiones Verdes (GIDI, por sus siglas en inglés) de 70 millones de dólares neozelandeses para facilitar la transición del carbón y el gas a la electricidad más limpia y la biomasa para los principales usuarios de energía. Esta iniciativa, diseñada para reducir las emisiones, reconoce que mejorará la eficiencia energética y conducirá a una mayor demanda de electricidad. [5]
La electricidad se comercializa al por mayor en un mercado spot . La operación del mercado es administrada por varios proveedores de servicios en virtud de acuerdos con la Autoridad de Electricidad . [34] La operación física del mercado es administrada por Transpower en su función de Operador del Sistema.
Los generadores envían ofertas (pujas) a través de un Sistema de Información y Comercio al por Mayor (WITS). Cada oferta cubre un período futuro de media hora (llamado período de comercio) y es una oferta para generar una cantidad específica en ese momento a cambio de un precio nominado. La plataforma del sistema WITS está dirigida por la NZX . [35] El Operador del Sistema (Transpower) utiliza un sistema de programación, fijación de precios y despacho (SPD) para clasificar las ofertas, enviadas a través de WITS, en orden de precio, y selecciona la combinación de ofertas (pujas) de menor costo para satisfacer la demanda. [36]
El principio de fijación de precios de mercado se conoce como despacho económico basado en ofertas y con restricciones de seguridad y con precios nodales .
La oferta de mayor precio ofrecida por un generador para satisfacer la demanda durante una media hora determinada establece el precio spot para ese período comercial.
Los precios spot de la electricidad pueden variar significativamente a lo largo de los períodos de comercialización, lo que refleja factores como los cambios en la demanda (por ejemplo, precios más bajos en verano, cuando la demanda es moderada) y la oferta (por ejemplo, precios más altos cuando los lagos hidroeléctricos y los flujos de entrada están por debajo del promedio). Los precios spot también pueden variar significativamente entre ubicaciones, lo que refleja pérdidas eléctricas y limitaciones en el sistema de transmisión (por ejemplo, precios más altos en ubicaciones más alejadas de las centrales generadoras).
En 2020, Nueva Zelanda generó 42.858 gigavatios-hora (GW⋅h) de electricidad, de los cuales el 56 % correspondió a energía hidroeléctrica. La capacidad de generación instalada de Nueva Zelanda (todas las fuentes) a diciembre de 2020 era de 9.758 megavatios (MW), provenientes de energía hidroeléctrica, gas natural , geotermia , energía eólica, carbón, petróleo y otras fuentes (principalmente biogás, calor residual y madera). [1]
Las centrales hidroeléctricas generan la mayor parte de la electricidad de Nueva Zelanda: en 2020 se generaron 24 066 GW⋅h mediante energía hidroeléctrica, lo que representa el 56 % de la electricidad generada en Nueva Zelanda ese año. La capacidad hidroeléctrica instalada total es de 5434 MW a fines de 2020. [1]
Hay tres grandes proyectos hidroeléctricos en la Isla Sur: Waitaki , Clutha y Manapouri . El proyecto Waitaki tiene tres partes distintas: las centrales eléctricas originales Waitaki y Tekapo A (1936 y 1951 respectivamente), el desarrollo Lower Waitaki de la década de 1960 que consiste en Benmore y Aviemore , y el desarrollo Upper Waitaki de la década de 1970-80 de Tekapo B y Ōhau A, B y C. En total, las nueve centrales eléctricas generan aproximadamente 7600 GW⋅h al año, alrededor del 18% de la electricidad de Nueva Zelanda [37] y más del 30% de toda su hidroelectricidad. [38] La central eléctrica Manapouri es una sola central eléctrica subterránea en Fiordland, y la central hidroeléctrica más grande del país. Tiene una capacidad de generación máxima de 730 MW y produce 4800 GW⋅h al año, principalmente para la fundición de aluminio Tiwai Point cerca de Invercargill . Tanto Waitaki como Manapouri son explotadas por Meridian Energy. Hay dos centrales eléctricas en el proyecto del río Clutha explotadas por Contact Energy: la presa Clyde (464 MW, puesta en servicio en 1992) y la presa Roxburgh (320 MW, puesta en servicio en 1962).
La Isla Norte tiene dos grandes proyectos: Tongariro y Waikato. El proyecto Tongariro Power Scheme consiste en el agua extraída de las cuencas de los ríos Whangaehu, Rangitikei, Whanganui y Tongariro que pasa por dos centrales eléctricas (Tokaanu y Rangipo) antes de ser depositada en el lago Taupō . El proyecto es operado por Genesis Energy y tiene una capacidad instalada de 360 MW. El proyecto Waikato River Scheme, operado por Mercury Energy , consiste en nueve centrales eléctricas en el río entre el lago Taupō y Hamilton , generando 3650 GW⋅h anualmente.
Otras instalaciones y proyectos hidroeléctricos más pequeños se encuentran dispersos en ambas islas de Nueva Zelanda continental.
Los proyectos hidroeléctricos han dado forma en gran medida al interior de Nueva Zelanda. Ciudades como Mangakino , Tūrangi , Twizel y Otematata fueron fundadas originalmente para los trabajadores que construían proyectos hidroeléctricos y sus familias. Los embalses hidroeléctricos del lago Ruataniwha y el lago Karapiro son lugares de remo de clase mundial, y el último fue sede de los Campeonatos Mundiales de Remo de 1978 y 2010. Otros proyectos han dado forma a la Nueva Zelanda política. En la década de 1970, los planes originales para elevar el nivel del lago Manapouri para la estación de Manapouri fueron descartados después de grandes protestas. Más tarde, en la década de 1980, se realizaron protestas contra la creación del lago Dunstan detrás de la presa Clyde, que inundaría la garganta de Cromwell y parte del municipio de Cromwell , destruyendo muchos huertos frutales y la calle principal de Cromwell. Sin embargo, el proyecto recibió el visto bueno y el lago Dunstan se rellenó en 1992-93.
La generación de energía hidroeléctrica se ha mantenido relativamente estable desde 1993; el único proyecto hidroeléctrico importante desde entonces fue la finalización del segundo túnel de descarga de Manapouri en 2002, que aumentó la producción de la central de 585 MW a una potencia continua máxima de 850 MW, aunque debido a las condiciones de consentimiento de los recursos , la generación máxima está limitada a 800 MW. [39] Hasta diciembre de 2011 no se habían comprometido nuevos proyectos hidroeléctricos importantes, pero hay propuestas para futuros desarrollos en los ríos Waitaki y Clutha, y en la costa oeste de la Isla Sur.
Nueva Zelanda se encuentra en el Cinturón de Fuego del Pacífico , por lo que tiene una geología favorable para la energía geotérmica . Se han ubicado campos geotérmicos en toda Nueva Zelanda, pero en la actualidad, la mayor parte de la energía geotérmica se genera dentro de la Zona Volcánica de Taupō , un área en la Isla Norte que se extiende desde el Monte Ruapehu en el sur hasta la Isla Blanca en el norte. En diciembre de 2020, la capacidad instalada de energía geotérmica era de 991 MW, y en 2020, las estaciones geotérmicas generaron 7610 GW⋅h, el 18% de la generación de electricidad del país ese año. [19]
La mayor parte de la energía geotérmica de Nueva Zelanda se genera al norte del lago Taupō . Ocho centrales generan electricidad aquí, incluida la central eléctrica de Wairakei , la central eléctrica geotérmica más antigua (1958) y más grande (176 MW) de Nueva Zelanda, y la segunda instalación de energía geotérmica a gran escala del mundo. También en esta área se encuentran Nga Awa Purua , que alberga la turbina geotérmica más grande del mundo con 147 MW [40] (aunque la planta solo genera 140 MW); y Ohaaki , que tiene una torre de enfriamiento de tiro natural hiperboloide de 105 metros de altura : la única de su tipo en Nueva Zelanda. También se genera una cantidad significativa de electricidad geotérmica cerca de Kawerau en la parte oriental de Bay of Plenty, y una pequeña cantidad se genera cerca de Kaikohe en Northland .
Gran parte del potencial de energía geotérmica de Nueva Zelanda aún no se ha explotado; la Asociación Geotérmica de Nueva Zelanda estima que la capacidad de instalación (utilizando sólo la tecnología existente) es de alrededor de 3.600 MW. [41]
En 2020, la energía eólica generó el 5% de la electricidad, frente al 7% de 2016 y el 9% de 2015. A finales de 2020, la energía eólica representaba 690 MW de capacidad instalada. [42] Se han concedido permisos para parques eólicos con una capacidad adicional de 2.500 MW. [43]
Nueva Zelanda cuenta con abundantes recursos eólicos. El país se encuentra en la ruta de los Rugientes Cuarenta , fuertes y constantes vientos del oeste, y el efecto de embudo del estrecho de Cook y la garganta de Manawatū aumentan el potencial del recurso. Estos efectos hacen de la Isla Norte Inferior la principal región de generación eólica. Alrededor del 70% de la capacidad instalada actual del país se encuentra dentro de esta región, y algunas turbinas en esta área tienen un factor de capacidad de más del 50%. [44]
La electricidad eólica se generó por primera vez en Nueva Zelanda en 1993, con una turbina de demostración de 225 kW en el suburbio Wellington de Brooklyn. El primer parque eólico comercial se estableció en 1996: el parque eólico Hau Nui , a 22 km (14 mi) al sureste de Martinborough, tenía siete turbinas y generaba 3,85 MW. El parque eólico Tararua se puso en funcionamiento por primera vez en 1999 con 32 MW de capacidad de generación, ampliándose gradualmente durante los siguientes ocho años hasta 161 MW, el parque eólico más grande de Nueva Zelanda. Otros parques eólicos importantes son Te Āpiti , West Wind y White Hill .
La energía eólica en Nueva Zelanda comparte las dificultades típicas de otras naciones (intensidades de viento desiguales, ubicaciones ideales a menudo alejadas de las áreas de demanda de energía). Los parques eólicos de Nueva Zelanda proporcionan en promedio un factor de capacidad del 45% (en otras palabras, los parques eólicos de Nueva Zelanda pueden producir más del doble de su energía promedio durante períodos de máxima intensidad útil del viento). El parque eólico de Tararua tiene un promedio ligeramente superior a esto. [22] Las cifras de la Autoridad de Conservación y Eficiencia Energética de Nueva Zelanda indican que también se espera que la energía eólica funcione a máxima capacidad durante unas 4.000 horas al año, mucho más que, por ejemplo, las aproximadamente 2.000 horas (Alemania) a 3.000 horas (Escocia, Gales, Irlanda occidental) que se encuentran en los países europeos. [22]
En 2020, los combustibles fósiles generaron 8154 GW⋅h (18,9% de toda la electricidad), 5938 GW⋅h de gas, 2159 GW⋅h de carbón y 57 GW⋅h de otras fuentes. La capacidad instalada combinada total en 2020 fue de 2334 MW. La Isla Norte genera casi toda la electricidad de Nueva Zelanda a partir de combustibles fósiles. [19]
Hasta la década de 1950, las centrales eléctricas alimentadas con combustibles fósiles eran de pequeña escala y generalmente funcionaban con carbón o subproductos del carbón, y proporcionaban electricidad a ciudades que aún no estaban conectadas a sistemas hidroeléctricos y brindaban apoyo adicional a dichos sistemas. La generación a gran escala a partir de carbón comenzó en 1958 en la central eléctrica de Meremere de 210 MW . Las centrales eléctricas alimentadas con petróleo, como Otahuhu A, Marsden A&B y New Plymouth, se pusieron en funcionamiento a fines de la década de 1960 y principios de la de 1970. El descubrimiento de gas natural frente a la costa de Taranaki y las crisis petroleras de la década de 1970 hicieron que las centrales alimentadas con petróleo se convirtieran en centrales de gas o se desmantelaran, mientras que las centrales alimentadas con gas proliferaron, especialmente en Taranaki y Auckland, hasta bien entrada la década de 2000. Solo en los últimos años el carbón ha vuelto a cobrar protagonismo, ya que el gas de Taranaki se ha agotado lentamente.
En la actualidad, en Nueva Zelanda hay tres grandes centrales eléctricas alimentadas con combustibles fósiles. En toda Nueva Zelanda se encuentran generadores industriales más pequeños que funcionan con gas y carbón, especialmente en Auckland, Waikato, Bay of Plenty y Taranaki. La central eléctrica Huntly de Genesis Energy , en el norte de Waikato, es la central eléctrica más grande de Nueva Zelanda: con 1000 MW de generadores alimentados con carbón y gas y 435 MW de generadores alimentados únicamente con gas, suministra alrededor del 17% de la electricidad del país. [45] Hay una central eléctrica alimentada con gas en Taranaki, en Stratford (585 MW). Whirinaki es una central eléctrica diésel de 155 MW al norte de Napier , que proporciona generación de respaldo para períodos en los que la generación no está disponible de otra manera, como cuando las plantas se averían o durante las estaciones secas, cuando hay agua limitada para la generación hidroeléctrica.
A partir de 2021, ninguno de los generadores de energía parece estar comprometido con la construcción de nuevas centrales eléctricas alimentadas con combustibles fósiles . Solo hay una central térmica propuesta con consentimiento de recursos: la central eléctrica Waikato de 380 MW de Todd Energy . [46]
A fines de junio de 2024, Nueva Zelanda contaba con 62.707 instalaciones fotovoltaicas conectadas a la red que producían 447 MW, de los cuales 158 MW se instalaron en los 12 meses anteriores. [47]
Nueva Zelanda posee grandes recursos energéticos oceánicos , pero aún no genera energía a partir de ellos. TVNZ informó en 2007 que más de 20 proyectos de energía maremotriz y undimotriz están actualmente en desarrollo. [48] Sin embargo, no hay mucha información pública disponible sobre estos proyectos. La Asociación de Energía Maremotriz y Undimotriz de Aotearoa se creó en 2006 para "promover la adopción de energía marina en Nueva Zelanda". Según su último boletín, [49] tienen 59 miembros. Sin embargo, la asociación no enumera a estos miembros ni proporciona detalles de los proyectos. [50]
Entre 2008 y 2011, la Autoridad de Conservación y Eficiencia Energética del gobierno asignó 2 millones de dólares cada año de un Fondo de Implementación de Energía Marina, creado para fomentar la utilización de este recurso. [51]
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El estrecho de Cook y el puerto de Kaipara parecen ofrecer los sitios más prometedores para el uso de turbinas submarinas. Se han otorgado dos permisos de uso de recursos para proyectos piloto en el propio estrecho de Cook y en el canal de Tory , y se ha otorgado el permiso para hasta 200 turbinas de marea en la central eléctrica de mareas de Kaipara . Otras ubicaciones potenciales incluyen los puertos de Manukau y Hokianga , y Te Aumiti/French Pass . Los puertos producen corrientes de hasta 6 nudos con flujos de marea de hasta 100.000 metros cúbicos por segundo. Estos volúmenes de marea son 12 veces mayores que los flujos de los ríos más grandes de Nueva Zelanda.
Aunque Nueva Zelanda tiene una legislación libre de armas nucleares , ésta sólo cubre los buques de propulsión nuclear, los dispositivos explosivos nucleares y los desechos radiactivos. [52] [53] La legislación no prohíbe la construcción y operación de una central nuclear.
La única propuesta significativa para una central nuclear en Nueva Zelanda fue la central eléctrica de Oyster Point, en el puerto de Kaipara, cerca de Kaukapakapa, al norte de Auckland. Entre 1968 y 1972, hubo planes para desarrollar cuatro reactores de 250 MW en el sitio. En 1972, los planes se abandonaron porque el descubrimiento del yacimiento de gas de Maui significaba que no había necesidad inmediata de embarcarse en un programa nuclear. [52] La Comisión Real sobre Generación de Energía Nuclear en Nueva Zelanda se creó en 1976 y presentó un informe al Gobierno en abril de 1978. La comisión concluyó que no había necesidad inmediata de energía nuclear en Nueva Zelanda, pero que podría ser económicamente posible a principios del siglo XXI. [54]
La red nacional de transmisión eléctrica de Nueva Zelanda conecta sus instalaciones generadoras con sus centros de demanda, que suelen estar a más de 150 km (93 mi) entre sí. La red nacional es propiedad de la empresa estatal Transpower New Zealand , que la opera y mantiene . La red contiene 10.969 kilómetros (6.816 mi) de longitud de ruta de líneas de alto voltaje y 178 subestaciones. [55]
Las primeras líneas de transmisión importantes se construyeron en 1913-14, conectando la central hidroeléctrica de Horahora con Waikino y la central hidroeléctrica de Coleridge con Addington en Christchurch. Los años de entreguerras vieron la primera construcción importante de una red nacional de líneas de 110 kV que conectaban pueblos y ciudades con esquemas hidroeléctricos. En 1940, la red de transmisión se extendía desde Whangārei hasta Wellington en la Isla Norte, y de Christchurch a Greymouth e Invercargill en la Isla Sur. Nelson y Marlborough fueron las últimas regiones importantes en unirse a la red nacional en 1955. La red de 220 kV comenzó a principios de la década de 1950, conectando las represas del río Waikato con Auckland y Wellington, y la represa de Roxburgh con Christchurch. Las dos islas se unieron mediante el enlace interinsular HVDC en 1965. La primera línea de transmisión de 400 kV se completó entre la presa Whakamaru en el río Waikato y la subestación Brownhill al este de Auckland en 2012, pero actualmente funciona a 220 kV.
La columna vertebral de la red en cada isla es la red de líneas de transmisión de 220 kV. Estas líneas conectan las ciudades más grandes y los usuarios de energía con las principales centrales eléctricas. Las líneas de transmisión de menor capacidad de 110 kV y 66 kV conectan pueblos y ciudades más pequeños y centrales eléctricas más pequeñas, y están conectadas a la red principal de 220 kV a través de puntos de interconexión en las principales subestaciones de transmisión. Estas estaciones incluyen Otahuhu y Penrose en Auckland, Whakamaru , Wairakei y Bunnythorpe en el centro de la Isla Norte, Haywards en Wellington, Islington y Bromley en Christchurch, y Twizel y Benmore en el valle de Waitaki. [55]
Las inversiones en nuevas líneas de transmisión están reguladas por la Comisión de Comercio. En un comunicado de prensa de enero de 2012, la Comisión de Comercio informó que Transpower tenía previsto invertir 5.000 millones de dólares en los próximos 10 años en mejoras de infraestructura crítica. [56]
Desde 2006, Transpower ha gastado casi 2.000 millones de dólares en reforzar el suministro en Auckland y sus alrededores. En 2012 se completó una línea de transmisión con capacidad de 400 kV que une Whakamaru con la subestación Brownhill en Whitford, al este de Auckland, con cables de 220 kV que unen Brownhill con Pakuranga . En 2014, se puso en servicio un nuevo cable de 220 kV entre Pakuranga y Albany (a través de Penrose, Hobson Street y Wairau Road), formando una segunda ruta de alto voltaje entre el norte y el sur de Auckland.
El sistema HVDC Inter-Island es el único sistema de corriente continua de alto voltaje (HVDC) de Nueva Zelanda y une las redes de las Islas Norte y Sur.
El enlace conecta la estación convertidora de la Isla Sur en la presa Benmore en el sur de Canterbury con la estación convertidora de la Isla Norte en la subestación Haywards en el valle Hutt a través de 572 kilómetros (355 millas) de líneas aéreas bipolares HVDC y 40 kilómetros (25 millas) de cables submarinos a través del estrecho de Cook . [55]
El enlace HVDC se puso en funcionamiento en 1965 como un esquema HVDC bipolar de ±250 kV y 600 MW que utilizaba convertidores de válvulas de arco de mercurio , y fue diseñado originalmente para transferir el excedente de energía hidroeléctrica de la Isla Sur hacia el norte, a la más poblada Isla Norte. En 1976, el sistema de control del esquema original se modificó para permitir que la energía se enviara en dirección inversa, desde Haywards a Benmore, lo que permitió que la Isla Sur accediera a la generación térmica de la Isla Norte durante los períodos secos. [57]
En 1992, el equipo original de arco de mercurio se puso en paralelo para crear un solo polo (Polo 1), y se puso en servicio un nuevo polo basado en tiristores (Polo 2) junto a él. Las líneas de transmisión y los cables submarinos también se actualizaron para duplicar la capacidad máxima del enlace a 1240 MW. El equipo convertidor de válvula de arco de mercurio se desmanteló parcialmente en 2007 y se desmanteló por completo en agosto de 2012. Las nuevas estaciones convertidoras de tiristores (conocidas como Polo 3) se pusieron en servicio el 29 de mayo de 2013 para reemplazar los convertidores de arco de mercurio. Los trabajos posteriores en el Polo 2 llevaron la capacidad del enlace a 1200 MW a fines de año. [58]
La electricidad de la red nacional de Transpower se distribuye a las empresas de líneas locales y a los grandes usuarios industriales a través de 180 puntos de salida de la red (GXP) en 147 ubicaciones. Las grandes empresas industriales, como New Zealand Steel en Glenbrook, Tasman Pulp and Paper Mill en Kawerau, Tiwai Point Aluminium Smelter cerca de Bluff y KiwiRail para su electrificación de 25 kV CA en Auckland y el centro de la Isla Norte, se abastecen directamente de las subestaciones de Transpower y no de las redes locales de las empresas de líneas locales.
La distribución de electricidad a los consumidores locales está a cargo de una de las 29 empresas de distribución de electricidad (EDB, por sus siglas en inglés). Cada EDB atiende regiones geográficas específicas. Las 29 empresas de distribución de electricidad difieren ampliamente en escala, desde Buller Electricity con 4.757 conexiones de clientes y una base de activos regulatorios de 33 millones de dólares, hasta Vector con 593.440 conexiones de clientes y una base de activos regulatorios de 3.645 millones de dólares. [59]
En la mayoría de las áreas, la compañía de líneas locales opera una red de subtransmisión, que conecta el punto de salida de la red de transmisión con subestaciones de zona. En la subestación de zona (o en la GXP si no hay red de subtransmisión), el voltaje se reduce a voltaje de distribución. La distribución trifásica está disponible en todas las áreas urbanas y en la mayoría de las áreas rurales. La distribución monofásica o bifásica que utiliza solo dos fases o sistemas de retorno a tierra de un solo cable se utiliza en áreas rurales remotas y periféricas con cargas ligeras. Los transformadores de distribución locales montados en postes o montados en el suelo reducen la electricidad del voltaje de distribución al voltaje de la red eléctrica de Nueva Zelanda de 230/400 voltios (fase a tierra/fase a fase).
La subtransmisión se realiza normalmente a 33 kV, 50 kV, 66 kV o 110 kV, aunque algunas partes del istmo de Auckland utilizan subtransmisión de 22 kV. La distribución se realiza normalmente a 11 kV, aunque algunas áreas rurales y áreas urbanas de alta densidad utilizan distribución de 22 kV, y algunas áreas urbanas (por ejemplo, Dunedin) utilizan distribución de 6,6 kV.
Al 31 de marzo de 2022, las 29 EDB en conjunto tenían 11.825 km (7.348 mi) de líneas y cables de subtransmisión y 145.659 km (90.508 mi) de líneas y cables de distribución y de baja tensión. Había 1.305 transformadores de subestaciones de zona, 197.724 transformadores de distribución y 1.370.759 postes de energía. [59]
Las empresas de distribución de electricidad son monopolios naturales y están sujetas a regulación según la Parte 4 de la Ley de Comercio de 1986. [ 60] Hay dos mecanismos regulatorios principales establecidos en Hong Kong y Corea: la regulación de la divulgación de información y la regulación de la relación precio-calidad.
Cada año, la Comisión de Comercio exige que los bancos de desarrollo económico publiquen información financiera, incluidos estados financieros, previsiones de gastos futuros y precios, e información sobre el rendimiento, incluidas las interrupciones y los cortes de suministro. [61] La Comisión de Comercio publica un análisis de la información divulgada para ayudar a los analistas de la industria y al público en general a comprender y comparar el rendimiento de los bancos de desarrollo económico. [62]
Las normas de relación precio-calidad establecen el ingreso máximo o el precio promedio máximo que una EDB puede cobrar a los consumidores, así como los estándares de calidad que deben cumplir, generalmente medidos en la frecuencia y duración de los cortes de energía. [63] Las EDB que no cumplan con estos estándares pueden recibir una advertencia pública y los incumplimientos repetidos pueden resultar en un proceso penal. En marzo de 2020, Aurora Energy fue multada con casi $5 millones después de cuatro años consecutivos en los que no cumplió con los estándares de calidad requeridos, en gran parte como resultado de una inversión histórica insuficiente en renovación y mantenimiento de la red. [64] [65]
Los siguientes EDB están sujetos a regulación precio-calidad para el periodo 2020-2025: [66]
Las siguientes EDB cumplen los criterios para ser consideradas empresas "propiedad del consumidor" y están exentas de la regulación de precio-calidad: [67]
Las empresas de distribución suministran energía a una tensión nominal de 230 voltios ± 6% para suministro monofásico y 400 voltios ± 6% para suministro trifásico , excepto fluctuaciones momentáneas, de conformidad con el Reglamento de Electricidad (Seguridad) de 2010. [68] Los enchufes de alimentación de CA (macho) y las tomas de corriente (hembra) cumplen con la norma armonizada australiana y neozelandesa AS/NZS 3112 que también se utiliza en Fiji , Tonga , Islas Salomón , Papua Nueva Guinea y varios otros países insulares del Pacífico.
Nueva Zelanda utiliza una variante del sistema de puesta a tierra TN-CS conocida como neutro a tierra múltiple (MEN). Cada instalación de un consumidor debe tener su propio electrodo de tierra, que se conecta a la barra colectora de tierra de protección en el cuadro de distribución principal . El cable neutro se conecta a tierra en el transformador de distribución y dentro del cuadro de distribución principal de cada consumidor mediante un conector eléctrico entre la barra colectora neutra y la barra colectora de tierra de protección, conocido como enlace MEN. [69]
En 2019, Nueva Zelanda consumió 39.950 GW⋅h de electricidad. La industria consumió el 38% de esa cifra, la agricultura el 6%, el comercio el 24% y los hogares el 31%. [70] Al 31 de mayo de 2021, había 2.210.593 conexiones a la red eléctrica nacional. [71]
La demanda máxima registrada en Nueva Zelanda fue de 7.100 MW, registrada entre las 18:00 y las 18:30 del 9 de agosto de 2021. [72] El récord anterior fue de 6.924 MW, registrado entre las 18:00 y las 18:30 del 29 de junio de 2021. [73] [74]
En 2021, el consumo de electricidad de Nueva Zelanda fue de 40 teravatios-hora (TW⋅h), lo que supone un ligero aumento del 0,2% desde 2010. El sector industrial lideró el consumo con un 44% del total, seguido de los edificios residenciales con un 33% y los edificios del sector servicios con un 23%. La participación del transporte fue mínima, con solo el 0,2% del consumo total. [5]
El mayor consumidor de electricidad de Nueva Zelanda es la fundición de aluminio Tiwai Point en Southland, que puede demandar hasta 640 megavatios de energía y consume anualmente alrededor de 5400 GW⋅h. La fundición tiene efectivamente la central eléctrica de Manapouri como generador de energía dedicado para abastecerla. [75] Otros grandes usuarios industriales incluyen la fábrica de pulpa y papel de Tasman en Kawerau (demanda de 175 MW) y la fábrica Glenbrook de New Zealand Steel (demanda de 116 MW). [76]
Los otros grandes consumidores son las ciudades, con Auckland , la ciudad más grande del país, demandando hasta 1722 MW y consumiendo 8679 GW⋅h en 2010-11. [77] Wellington, Christchurch, Hamilton y Dunedin también son grandes consumidores, con otros grandes centros de demanda incluyendo Whangarei-Marsden Point, Tauranga, New Plymouth, Napier-Hastings, Palmerston North, Nelson, Ashburton, Timaru-Temuka e Invercargill. [76]
El consumo total de electricidad residencial en 2020 fue de alrededor de 12,9 TW⋅h. [78]
El consumo medio anual de los hogares muestra una tendencia generalmente a la baja durante el período de 2006 a 2021. El gasto medio anual de los hogares en electricidad se ha mantenido relativamente estable en términos reales, aumentando aproximadamente un 11% durante el mismo período. En 2021, el consumo residencial medio anual fue de 7223 kW⋅h por hogar, [79] variando de 5938 kW⋅h por hogar en la Costa Oeste a 8467 kW⋅h por hogar en Southland . [80] El gasto medio anual de los hogares en 2021 fue de 2121 dólares. [79]
La generación representa aproximadamente un tercio del costo de la electricidad al por menor, y el costo combinado de transmisión y distribución representa poco menos de otro tercio. El saldo incluye el margen de venta minorista, los gravámenes y el GST . [81]
La mayoría de los clientes minoristas tienen contratos a plazo con su proveedor de electricidad, pero algunos tienen acuerdos de prepago. Los clientes pueden optar por el prepago para ayudarlos a administrar los gastos, pero otros pueden verse obligados a hacerlo porque se los ha considerado un riesgo crediticio o tienen un historial de desconexión debido a facturas impagas. Los costos de la electricidad con prepago suelen ser más altos que con un contrato a plazo. Los costos más altos de la electricidad con prepago pueden ser una preocupación importante porque las investigaciones en Nueva Zelanda y en otros países indican que los hogares con prepago tienen más probabilidades de no poder permitirse calentar adecuadamente sus hogares. [82]
Los consumidores de electricidad conectados a la red pueden elegir entre distintos proveedores minoristas. Al 31 de julio de 2021, había 40 minoristas de electricidad registrados en la Autoridad de Electricidad, aunque solo 13 minoristas tenían más de 10 000 clientes. Los cinco principales minoristas por número de conexiones de consumidores individuales fueron Contact Energy, Genesis Energy, Mercury Energy, Trustpower y Meridian Energy. [71] Estos cinco principales minoristas también son empresas de generación. La Autoridad de Electricidad financia un servicio de comparación de precios administrado por Consumer New Zealand , para ayudar a los consumidores residenciales a comparar los precios ofrecidos por diferentes minoristas y evaluar los beneficios de cambiar de proveedor. [83] La tasa de clientes que cambian de proveedor ha aumentado significativamente en las últimas dos décadas, de 11 266 por mes en enero de 2004 a 38 273 por mes en mayo de 2021. [84]
El control de carga , especialmente de los calentadores de agua eléctricos domésticos, ha sido y sigue siendo una herramienta importante para las empresas de distribución de electricidad. A los consumidores se les ofrece una tarifa más baja, ya sea en general o solo para la carga controlada, a cambio de permitir que el EDB apague la carga controlada en las horas pico. El encendido y apagado de la carga controlada normalmente se logra mediante control de ondulación, donde el EDB envía una señal de audiofrecuencia a lo largo de las líneas eléctricas para operar el relé en las instalaciones de cada consumidor. En 2018, se estimó que se podrían controlar hasta 986 MW de carga. [85]
En Nueva Zelanda se han instalado ampliamente medidores inteligentes para reemplazar a los medidores de electricidad domésticos de generación anterior. En 2016, se habían instalado más de 1,5 millones de medidores inteligentes, lo que representa el 70% de los hogares. [86] En las primeras etapas de la instalación de medidores inteligentes en 2009, el Comisionado Parlamentario para el Medio Ambiente (PCE) criticó la implementación con el argumento de que las capacidades de los sistemas de medición que se estaban implementando eran demasiado limitadas y no permitirían suficientes beneficios futuros para los consumidores y el medio ambiente. En un informe de actualización de 2013, el PCE afirmó: [87]
La introducción de los medidores electrónicos en Nueva Zelanda es inusual a nivel internacional, ya que se ha dejado en gran medida en manos del mercado. En otros países, los organismos reguladores han estado mucho más involucrados en especificar lo que estos medidores pueden hacer. En Nueva Zelanda, los minoristas tuvieron que decidir sobre las características que tenían los medidores. Se perdió la oportunidad de que estos medidores brinden una gama más amplia de beneficios con un costo adicional mínimo.
La mayoría de los medidores inteligentes han sido instalados por minoristas de electricidad. Los servicios minoristas que se han vuelto disponibles tras la implementación de medidores inteligentes incluyen la tarificación en función del tiempo de uso. Algunos minoristas ofrecen una tarifa que sigue el precio spot en el mercado mayorista de electricidad, y otras ofertas incluyen una "hora de energía" gratuita y un servicio de prepago basado en la web. [86]
En 2022, la instalación de casi 2 millones de medidores inteligentes había cubierto con éxito a la mayoría de los 2,26 millones de consumidores de electricidad de Nueva Zelanda. [5]
Como parte de sus normas de divulgación de información, Transpower y los 29 EDB deben informar sobre la duración, la frecuencia y las causas de los cortes de energía. La duración y la frecuencia de los cortes normalmente se expresan en SAIDI (índice de duración promedio de interrupción del sistema) y SAIFI (índice de frecuencia promedio de interrupción del sistema). En el año hasta el 31 de marzo de 2020, los 29 EDB informaron un SAIDI de corte no planificado de 130,35 minutos y un SAIFI de 1,76, y un SAIDI de corte planificado de 78,85 minutos y un SAIFI de 0,37. [59] Esto equivale a que el consumidor promedio tenga un corte de energía no planificado que dure una hora y cuarto cada siete meses, y un corte de mantenimiento planificado que dure poco más de 3,5 horas cada 32 a 33 meses.
Los principales cortes de energía incluyen:
La red eléctrica nacional de Nueva Zelanda cubre la mayor parte de las islas del Norte y del Sur. También hay varias islas en alta mar que están conectadas a la red nacional. La isla Waiheke , la isla en alta mar más poblada de Nueva Zelanda, se abastece mediante cables submarinos desde Maraetai . [77] [98] La isla Arapaoa y la isla d'Urville , ambas en los estrechos de Marlborough , se abastecen mediante tramos aéreos a través del canal Tory y el paso francés respectivamente.
Sin embargo, muchas islas cercanas a la costa y algunas partes de la Isla Sur no están conectadas a la red nacional y operan sistemas de generación independientes, principalmente debido a la dificultad de construir líneas desde otras áreas. La generación de energía a base de diésel mediante motores de combustión interna es una solución común. El combustible diésel adecuado para generadores está disponible en las estaciones de servicio de todo el país ; el diésel no está sujeto a impuestos en las estaciones de servicio de Nueva Zelanda y, en cambio, los vehículos propulsados por diésel pagan tasas de uso de la carretera en función de su tonelaje bruto y la distancia recorrida.
Las zonas aisladas con generación independiente incluyen:
Existen muchos otros sistemas en islas alejadas de la costa que cuentan con viviendas permanentes o temporales, en su mayoría generadores o pequeños sistemas renovables. Un ejemplo es la estación de investigación y guardabosques de la isla Little Barrier , donde veinte paneles fotovoltaicos de 175 vatios proporcionan el pilar para las necesidades locales, con un generador diésel como respaldo. [99]
El sector energético no recibirá una asignación de NZU porque podrá trasladar los costos de sus obligaciones de ETS a sus clientes.