La industria de la energía eléctrica en Japón cubre la generación, transmisión, distribución y venta de energía eléctrica en Japón . Japón consumió aproximadamente 918 teravatios-hora (TWh) de electricidad en 2014. [1] Antes del desastre nuclear de Fukushima Daiichi de 2011 , aproximadamente una cuarta parte de la electricidad en el país se generaba con energía nuclear. En los años siguientes, la mayoría de las plantas de energía nuclear han estado en suspenso, siendo reemplazadas principalmente por carbón y gas natural. La energía solar es una fuente creciente de electricidad, y Japón tiene la tercera capacidad solar instalada más grande con aproximadamente 50 GW a partir de 2017. La producción de electricidad de Japón se caracteriza por una combinación energética diversa, que incluye energía nuclear, combustibles fósiles, energía renovable y energía hidroeléctrica.
Japón tiene la segunda mayor capacidad instalada de almacenamiento de energía hidroeléctrica por bombeo del mundo después de China. [ cita requerida ]
La red eléctrica de Japón está aislada, sin conexiones internacionales, y consta de cuatro redes síncronas de área amplia . Inusualmente, las redes oriental y occidental funcionan a frecuencias diferentes (50 y 60 Hz respectivamente) y están conectadas por conexiones HVDC . Esto limita considerablemente la cantidad de electricidad que se puede transmitir entre el norte y el sur del país.
Durante la Segunda Guerra Sino-Japonesa y la subsiguiente Guerra del Pacífico , la totalidad del sector eléctrico de Japón era de propiedad estatal; el sistema en ese momento consistía en una Compañía Japonesa de Generación y Transmisión Eléctrica (日本発送電株式会社, Nippon Hassōden kabushiki gaisha , también conocida como Nippon Hassōden KK o Nippatsu ) y varios distribuidores de electricidad. A instancias del Comandante Supremo de las Potencias Aliadas , Nippon Hassōden se convirtió en Electric Power Development Co., Limited en los años cincuenta; y casi todo el sector eléctrico que no estaba bajo el control de EPDC fue privatizado en nueve monopolios otorgados por el gobierno . El proveedor de electricidad de las Islas Ryukyu era, durante la era USCAR , de propiedad pública; fue privatizado poco después de la admisión de las islas en Japón .
En 2008, Japón consumió un promedio de 8507 kWh /persona de electricidad, lo que representa el 115% del promedio de la UE15 de 7409 kWh/persona y el 95% del promedio de la OCDE de 8991 kWh/persona. [2]
En comparación con otras naciones, la electricidad en Japón es relativamente cara. [3]
Desde el desastre nuclear de Fukushima Daiichi y el posterior cierre a gran escala de la industria de energía nuclear , los diez operadores regionales de electricidad de Japón han estado sufriendo pérdidas financieras muy grandes, superiores a los 15 mil millones de dólares estadounidenses tanto en 2012 como en 2013. [4]
Desde entonces se han tomado medidas para liberalizar el mercado de suministro de electricidad . [4] [5] En abril de 2016, los clientes domésticos y de pequeñas empresas que se abastecían de electricidad a través de la red eléctrica pudieron elegir entre más de 250 empresas proveedoras que vendían electricidad de manera competitiva , pero muchas de ellas venden solo localmente, principalmente en las grandes ciudades. También se fomentó el comercio mayorista de electricidad en la Bolsa de Energía Eléctrica de Japón (JEPX), que anteriormente comercializaba solo el 1,5% de la generación de energía. [6] [7] En junio de 2016, más de un millón de consumidores habían cambiado de proveedor. [8] Sin embargo, los costos totales de la liberalización hasta ese momento rondaban los ¥ 80 mil millones, por lo que no está claro si los consumidores se habían beneficiado económicamente. [8] [9]
En 2020, el acceso a la infraestructura de transmisión y distribución será más abierto, lo que ayudará a los proveedores competitivos a reducir costos. [8]
La transmisión de electricidad en Japón es inusual porque el país está dividido por razones históricas en dos regiones, cada una de las cuales funciona con una frecuencia de red diferente . [10] El este de Japón tiene redes de 50 Hz, mientras que el oeste tiene redes de 60 Hz. [10] [11] Las limitaciones de la capacidad de conversión provocan un cuello de botella para transferir electricidad y desplazan los desequilibrios entre las redes. [10] [11]
El este de Japón (que incluye Hokkaido , Tohoku , Kanto y partes orientales de Chubu ) funciona a 50 Hz; el oeste de Japón (que incluye la mayor parte de Chubu, Kansai , Chugoku , Shikoku y Kyushu ) funciona a 60 Hz. [10] [12] Esto se origina a partir de las primeras compras de generadores de AEG para Tokio en 1895 y de General Electric para Osaka en 1896. [13] [14]
La diferencia de frecuencia divide la red nacional de Japón, por lo que la energía solo se puede mover entre las dos partes de la red mediante convertidores de frecuencia o líneas de transmisión HVDC . El límite entre las dos regiones tiene cuatro subestaciones HVDC consecutivas , que convierten la frecuencia: Shin Shinano , Sakuma Dam , Minami-Fukumitsu y el convertidor de frecuencia Higashi-Shimizu . [ cita requerida ] La capacidad total de transmisión entre las dos redes es de 1,2 GW. [15]
Las limitaciones de estos enlaces han sido un problema importante para proveer de energía a las áreas de Japón afectadas por el desastre nuclear de Fukushima Daiichi . [13] Durante el terremoto y tsunami de Tōhoku de 2011 , hubo apagones en algunas áreas del país debido a la capacidad insuficiente de las tres estaciones convertidoras HVDC para transferir energía entre ambas redes. [12]
Hay algunos proyectos en marcha para aumentar la transferencia de electricidad entre las redes de 50 Hz (este de Japón) y 60 Hz (oeste de Japón), lo que mejorará la confiabilidad energética en Japón. [11] En abril de 2019, Hitachi ABB HVDC Technologies obtuvo un pedido de HVDC para el proyecto Higashi Shimizu para aumentar la capacidad de interconexión entre el área de 60 Hz de Chubu Electric y el área de 50 Hz de TEPCO de 1,2 GW a 3 GW. [11] Chubu Electric aumentará la capacidad de interconexión de la subestación Higashi Shimizu de 300 MW a 900 MW, que debería estar operativa en 2027. [11] OCCTO (Organización para la Coordinación Interregional de Operadores de Transmisión) supervisa el intercambio de energía entre las compañías de energía eléctrica. [11]
Según la Agencia Internacional de Energía , la producción bruta de electricidad japonesa fue de 1.041 TWh en 2009, lo que lo convierte en el tercer mayor productor de electricidad del mundo con el 5,2% de la electricidad mundial . [24] [25] Después de Fukushima, Japón importó 10 millones de toneladas cortas adicionales de carbón y las importaciones de gas natural licuado aumentaron un 24% entre 2010 y 2012. En 2012, Japón utilizó la mayor parte de su gas natural (64%) en el sector eléctrico. [26]
La energía nuclear era una prioridad estratégica nacional en Japón . Tras los accidentes nucleares de Fukushima en 2011 , la estrategia nuclear nacional está en duda debido a la creciente oposición pública a la energía nuclear. Un libro blanco sobre energía, aprobado por el Gabinete japonés en octubre de 2011, informó que "la confianza pública en la seguridad de la energía nuclear se vio gravemente dañada" por el desastre de Fukushima, y pide una reducción de la dependencia del país de la energía nuclear. [29]
Tras el accidente de 2011, muchos reactores se cerraron para su inspección y actualización a normas de seguridad más estrictas. En octubre de 2011, sólo 11 centrales nucleares estaban en funcionamiento en Japón [30] [31] [32] y los 50 reactores nucleares estaban fuera de servicio el 15 de septiembre de 2013. Esto dejó a Japón sin energía nuclear por segunda vez en casi 50 años [33] . Las emisiones de dióxido de carbono de la industria eléctrica aumentaron en 2012, alcanzando niveles un 39% superiores a los de cuando los reactores estaban en funcionamiento [34] .
El reactor Sendai 1 se reinició el 11 de agosto de 2015, siendo el primer reactor que cumple con los nuevos estándares de seguridad y se reinicia después del cierre. [35] A julio de 2018, hay nueve reactores que se han reiniciado. [36]
La hidroelectricidad es la principal fuente de energía renovable de Japón, con una capacidad instalada de unos 27 GW, o el 16% de la capacidad total de generación, de la cual aproximadamente la mitad es almacenamiento por bombeo . La producción fue de 73 TWh en 2010. [37] A septiembre de 2011, Japón tenía 1.198 pequeñas centrales hidroeléctricas con una capacidad total de 3.225 MW. Las plantas más pequeñas representaban el 6,6 por ciento de la capacidad hidroeléctrica total de Japón. La capacidad restante estaba ocupada por centrales hidroeléctricas grandes y medianas, generalmente ubicadas en grandes represas.
Benjamin K. Sovacool estimó que Japón tiene un total de "324 GW de potencial alcanzable en forma de turbinas eólicas terrestres y marinas (222 GW), plantas de energía geotérmica (70 GW), capacidad hidroeléctrica adicional (26,5 GW), energía solar (4,8 GW) y residuos agrícolas (1,1 GW)". [38]
Un resultado del desastre nuclear de Fukushima Daiichi podría ser un renovado apoyo público a la comercialización de tecnologías de energía renovable . [39] El gobierno japonés anunció en mayo de 2011 un objetivo de producir el 20% de la electricidad del país a partir de fuentes renovables, incluidas la solar, la eólica y la biomasa, para principios de la década de 2020. [40] En agosto de 2011, el gobierno japonés aprobó un proyecto de ley para subsidiar la electricidad proveniente de fuentes de energía renovables. La legislación entrará en vigencia el 1 de julio de 2012 y requerirá que las empresas de servicios públicos compren electricidad generada por fuentes renovables, incluida la energía solar , la eólica y la geotérmica, a precios superiores a los del mercado. [41]
En 2011, Japón planeó construir hasta 80 turbinas eólicas flotantes frente a Fukushima para 2020. [42] En 2020, siete años después de que se instalara la primera turbina eólica flotante piloto del mundo frente a Fukushima en 2013, el gobierno japonés anunció su retirada del parque eólico marino. [43]
Japón depende principalmente de la energía hidroeléctrica de almacenamiento por bombeo para equilibrar la demanda y la oferta. En 2014, Japón tenía la mayor capacidad de almacenamiento por bombeo del mundo, con más de 27 GW. [44]
