La Red Nacional es el sistema nacional de transmisión de energía eléctrica en Nueva Zelanda . La red es propiedad de Transpower New Zealand , una empresa estatal , que la opera y mantiene , aunque algunas líneas son propiedad de empresas de distribución locales y están arrendadas a Transpower. En total, la red nacional contiene 11.803 kilómetros (7.334 millas) de líneas de alto voltaje y 178 subestaciones .
Gran parte de la generación de electricidad de Nueva Zelanda es hidroeléctrica , la mayor parte de la cual proviene de centrales eléctricas en lagos y ríos en la mitad inferior de la Isla Sur , mientras que la mayor parte de la demanda de electricidad se encuentra en la Isla Norte , en particular, la región de Auckland . En consecuencia, grandes cantidades de electricidad deben transmitirse a largas distancias desde las centrales eléctricas hasta los usuarios de electricidad, incluida la transmisión a través del estrecho de Cook a través del enlace interinsular HVDC . [1]
Las inversiones en nuevas líneas de transmisión están reguladas por la Comisión de Electricidad y la Comisión de Comercio . En un comunicado de prensa de enero de 2012, la Comisión de Comercio informó que Transpower planeaba invertir 5.000 millones de dólares en los próximos 10 años en mejoras de infraestructura crítica. [2]
El uso inicial de la electricidad en Nueva Zelanda estuvo asociado con la minería. La primera planta de energía hidroeléctrica industrial se estableció en Bullendale, Otago , en 1885, para proporcionar energía a una batería de 20 sellos en la mina Phoenix. La planta utilizaba agua del cercano arroyo Skippers, un afluente del río Shotover . [3] [4] Había una línea de transmisión de dos millas de largo (3,2 km) desde la estación generadora hasta la batería de sellos. [5]
La primera línea de transmisión construida por el gobierno estaba asociada a la central eléctrica de Okere Falls , cerca de Rotorua. La electricidad se transmitía a 3,3 kV a lo largo de una ruta de 21 km hasta Rotorua y se utilizaba para accionar bombas de aguas residuales y algunos edificios públicos, incluidos cinco baños termales. [6]
La primera línea de transmisión importante en la Isla Norte se construyó en 1913-14, conectando la central hidroeléctrica de Horahora con Waikino para satisfacer las necesidades energéticas de la batería de sellos que se encontraba a 8 km (5 millas) más adelante, en la mina de oro de Waihi . La longitud de la línea entre Horahora y Waikino era de 72 km (45 millas) y el voltaje de transmisión era de 50 kV, lo que sentaría un precedente para el voltaje de transmisión de la Isla Norte durante muchos años. [7]
La primera línea de transmisión importante en la Isla Sur fue construida por el gobierno como parte del desarrollo de la central hidroeléctrica de Coleridge y se puso en servicio en 1914. Dos líneas de transmisión que operaban a 66 kV llevaban la energía desde Coleridge a una distancia de 65 millas (105 km) hasta Addington en Christchurch . [8]
Después de la Primera Guerra Mundial, comenzaron a desarrollarse redes regionales utilizando líneas de transmisión de 110 kV para conectar pueblos y ciudades con esquemas hidroeléctricos remotos. En 1930, había tres redes de transmisión principales: el sistema Arapuni se extendía desde la costa de Hibiscus en el norte hasta Ōtorohanga y Rotorua en el sur y Ōpōtiki en el este; el sistema Mangahao-Waikaremoana se extendía desde Wellington al norte hasta Gisborne y al oeste hasta Wanganui ; y el sistema Coleridge se extendía a lo largo de la costa de Canterbury desde Rangiora hasta Oamaru . Durante los años de la Depresión, los sistemas Arapuni y Mangahao-Waikaremoana se conectaron a través de Taranaki y el sistema se extendió al norte hasta Whangārei . El sistema Coleridge se extendió al sur para unirse con el sistema Waipori de Dunedin y el sistema Monowai de Southland , hacia el interior desde Oamaru hasta la presa Waitaki , y al oeste sobre Arthur's Pass hasta Greymouth .
El Departamento Estatal de Energía Hidroeléctrica se creó en 1946 para supervisar el desarrollo de la generación y transmisión de electricidad a fin de satisfacer la creciente demanda. Nelson y Marlborough fueron las últimas regiones en unirse al sistema de red nacional cuando se completó una línea de transmisión entre Inangahua y Stoke en 1956.
La construcción de la red de 220 kV comenzó a principios de la década de 1950, conectando inicialmente Auckland y Wellington con las represas del río Waikato, y Christchurch con la represa Roxburgh . La primera línea de 220 kV de la Isla Norte se puso en servicio entre Maraetai y Whakamaru en octubre de 1952, y la primera línea de 220 kV de la Isla Sur se puso en servicio entre Roxburgh e Islington en julio de 1956. [9]
En 1958, el Departamento Hidroeléctrico del Estado se transformó en el Departamento de Electricidad de Nueva Zelanda (NZED), lo que refleja el desarrollo de la generación térmica para complementar los esquemas hidroeléctricos.
Los sistemas eléctricos de las dos islas se unieron mediante el enlace interinsular HVDC en 1965, conectando Benmore en la Isla Sur con Haywards en la Isla Norte. El enlace original utilizaba convertidores de válvulas de arco de mercurio y tenía una potencia nominal de 600 MW. Fue el primer enlace HVDC que se puso en servicio en el hemisferio sur. [10]
En 1978, se creó la División de Electricidad del Ministerio de Energía para integrar el negocio de generación y transmisión de electricidad de propiedad estatal con los negocios de petróleo, gas y carbón del sector energético de propiedad gubernamental.
En 1987, se estableció la Corporación de Electricidad de Nueva Zelanda (ECNZ) como una empresa estatal y, en 1988, el negocio de transmisión se estableció como una subsidiaria dentro de ECNZ, tomando el nombre de Transpower New Zealand . [11]
A finales de los años 1980 y principios de los años 1990 se completó la red troncal de 220 kV, con la última línea que conectaba Stratford en Taranaki con Huntly en Waikato. También se modernizó la red HVDC entre islas aumentando el voltaje operativo de las líneas, reemplazando los cables submarinos originales del estrecho de Cook e instalando un nuevo poste de tiristores en paralelo al equipo convertidor de válvula de arco de mercurio existente para duplicar su capacidad a 1240 MW.
En 1994, Transpower se separó de Electricity Corporation of New Zealand para convertirse en una empresa estatal por derecho propio.
En 1997, Transpower adoptó una estrategia conocida internamente como “la senda de planeamiento” y minimizó el gasto en la red y la renovación de activos. La lógica de esta estrategia se basaba en la expectativa de que habría una instalación generalizada de generación distribuida (electricidad generada cerca de donde se utiliza), y que esto reduciría significativamente la necesidad de expandir y renovar la red. [12]
Sin embargo, en 2003, se hizo evidente que la estrategia de la senda de planeamiento era insostenible. Muchos de los activos de la red se acercaban al final de su vida útil y, al mismo tiempo, tenían que soportar cargas más altas que las experimentadas anteriormente para satisfacer las demandas de una economía y una población en crecimiento. Transpower identificó que la columna vertebral de la red se acercaba a su capacidad y que se necesitaban inversiones en muchas otras partes de la red. Las líneas de transmisión hacia y alrededor de Auckland eran motivo de especial preocupación, ya que habían permanecido prácticamente sin modificaciones desde fines de la década de 1970, mientras que la población de la ciudad se duplicó. La infraestructura envejecida y casi al límite de su capacidad ha causado varias fallas de alto perfil, incluida la crisis energética de Auckland de 1998 , donde los cables viejos causaron una falla en cascada y dejaron sin suministro eléctrico al CBD durante cinco semanas (estrictamente hablando, se trató de una falla del sistema de distribución, no de una falla de transmisión); el apagón de Auckland de 2006 , cuando un grillete corroído se rompió y provocó un corte de energía de siete horas en el centro de la ciudad, y un incidente de octubre de 2009, cuando una carretilla elevadora dejó accidentalmente sin electricidad al norte de Auckland y a todo Northland.
En 2008, Transpower centró su atención en la necesidad de reemplazar y renovar los activos de la red eléctrica obsoletos. [13]
Se desarrolló una nueva estrategia que se centró en impulsar propuestas de inversión para aumentar la capacidad de la red. Algunos de los principales proyectos de modernización de la red se describen en la siguiente sección.
La columna vertebral de la red eléctrica nacional de Nueva Zelanda es la red de líneas de transmisión de 220 kV en cada una de las Islas del Norte y del Sur, que conecta las principales centrales eléctricas con las principales ciudades del país. Se complementa con líneas de transmisión de 110 kV, 66 kV y 50 kV, que suministran electricidad a las ciudades y pueblos de la provincia desde la red de 220 kV y también conectan centrales eléctricas más pequeñas a la red.
La red eléctrica de Auckland ha sufrido varios apagones famosos , como la crisis eléctrica de Auckland de 1998, que duró cinco semanas y fue causada por una falla en los cables de la red de distribución de Mercury Energy.
Debido a la ubicación de los principales centros de carga en la ciudad de Auckland, la geografía del istmo de Auckland y el desarrollo histórico de la red, todas menos una de las líneas de transmisión del sur convergen en la subestación Otahuhu, creando una redundancia limitada en la red. [14]
El 12 de junio de 2006 se produjo un importante fallo de transmisión en la subestación de Otahuhu, lo que provocó el apagón de Auckland de 2006. Comenzó a las 8:30 a. m., hora local, y la mayoría de las zonas de Auckland recuperaron el suministro eléctrico a las 2:45 p. m., hora local. Afectó a unos 230.000 clientes directamente y al menos a 700.000 personas de la ciudad y sus alrededores de forma indirecta.
El 11 de diciembre de 2006, la Comisión de Electricidad de Nueva Zelanda recibió una solicitud de Transpower para la creación de una nueva instalación de tableros de distribución con aislamiento de gas (GIS) de 220 kV adyacente a la subestación de distribución de 220 kV existente en Otahuhu, pero geográficamente separada de ella. Este proyecto se describió como el proyecto de diversidad de subestaciones de Otahuhu e incluía la transferencia de aproximadamente la mitad de los circuitos de la subestación de distribución existente a la nueva subestación de GIS, para mejorar la resiliencia de la red. El proyecto fue aprobado en agosto de 2007. [15]
El 30 de octubre de 2009, alrededor de las 8:00 horas, se produjo un corte de suministro eléctrico en toda Northland y en la mayor parte de la mitad norte de Auckland, lo que afectó a 280.000 consumidores (el 14,5% del país). Una carretilla elevadora que transportaba un contenedor de carga golpeó accidentalmente uno de los circuitos de 220 kV de Otahuhu a Henderson mientras el otro circuito estaba fuera de servicio por mantenimiento, por lo que la región quedó abastecida por cuatro circuitos de 110 kV de baja capacidad. El suministro eléctrico se restableció en toda la región alrededor de las 11:00 horas. [16]
La modernización de la red de la Isla Norte (NIGU, por sus siglas en inglés) entre la región meridional de Waikato y el centro de Auckland fue un proyecto de transmisión de gran envergadura y polémico. Este proyecto implicó una estación de conmutación de 220 kV en Drury, la modernización de la línea C de 220 kV existente de Otahuhu a Whakamaru, nuevos condensadores en las subestaciones de Otahuhu, Penrose y Hepburn Road, y la construcción de una nueva línea de transmisión de 220/400 kV entre Whakamaru y Pakuranga . [17]
Transpower presentó su propuesta inicial de inversión para el proyecto en mayo de 2005. El proceso reglamentario para la aprobación de la inversión en el proyecto creó una tensión significativa entre Transpower y la Comisión de Electricidad, y generó presión política para avanzar, con el fin de garantizar la seguridad del suministro eléctrico a Auckland. Hubo fuertes protestas contra la línea de transmisión propuesta durante el proceso inicial de planificación y aprobación reglamentaria por parte de los más directamente afectados. Muchas personas y comunidades que viven cerca de la ruta propuesta expresaron su preocupación por el impacto visual de la línea, los posibles efectos sobre la salud y la devaluación de sus propiedades. Un punto de particular preocupación fue que las torres de transmisión propuestas iban a tener hasta 70 metros (230 pies) de altura. El Ministro del Gabinete Pete Hodgson utilizó los poderes que le otorga la Ley de Gestión de Recursos para "pedir" la propuesta de Transpower, debido a su importancia nacional. Estableció una Junta de Investigación para considerar las designaciones y los consentimientos de recursos necesarios para el proyecto. La Junta de Investigación dio su aprobación final al proyecto en septiembre de 2009.
Se completó otro proyecto de modernización de la red para aumentar la seguridad del suministro al centro de Auckland, la costa norte y más allá, a Northland . [18]
Este proyecto implicó la construcción de un nuevo enlace de cable subterráneo de 220 kV entre Pakuranga, Penrose , Hobson Street ( centro comercial central de Auckland ), Wairau Road ( ciudad de North Shore ) y Albany . La ruta cruza el puerto de Waitematā en un teleférico especial instalado debajo del puente del puerto de Auckland .
El anillo de Wairakei es un conjunto de líneas de transmisión al norte del lago Taupō que une Wairakei con Whakamaru . Estas líneas conectan varias centrales hidroeléctricas y geotérmicas a la red nacional, lo que permite exportar su energía a los principales centros de demanda de electricidad. Se están construyendo o están planificadas varias centrales geotérmicas nuevas en la zona, y se necesita una línea de mayor capacidad para transportar su energía al mercado. En diciembre de 2008, Transpower presentó una propuesta de mejora de la red a la Comisión de Electricidad para construir una nueva línea de doble circuito de 220 kV, Wairakei a Whakamaru C, para reemplazar la línea de circuito único Wairakei a Whakamaru B, que tenía como objetivo ayudar a facilitar la conexión de hasta 1000 MW de nueva generación esperada en la región durante los próximos 5 a 7 años. La Comisión anunció su intención de aprobar la inversión el 20 de febrero de 2009. [19] [20] Transpower completó el proyecto a mediados de 2013. El costo estimado del proyecto fue de 141 millones de dólares.
En octubre de 2021, Transpower presentó una solicitud de autorización de recursos al Consejo del Distrito de Taupō para construir un reactor en serie en la línea A de Wairakei a Whakamaru en Ātiamuri . El reactor reequilibrará el flujo de electricidad entre las líneas A y C para permitir que se transmitan 500 MW adicionales hacia Whakamaru, especialmente con la construcción de la central eléctrica de Tauhara (152 MW) y el parque eólico de Harapaki (176 MW). [21]
La transmisión en la región es una mezcla de red central (220 kV) y líneas más pequeñas (110 kV). La red de 220 kV suministra cargas importantes en Dunedin , Invercargill y Tiwai Point , a partir de la generación en Roxburgh y Manapouri . Las líneas de 110 kV suministran centros de carga más pequeños en toda la región, incluidas algunas cargas industriales más grandes ( planta de tableros de fibra de Brydone y fábrica de productos lácteos de Edendale ). La transferencia de energía hacia y desde la región se realiza principalmente a través de los dos circuitos Invercargill-Roxburgh. Hay dos problemas en esta región: [22]
Los circuitos de 220 kV y 110 kV tampoco estaban interconectados en Gore .
En septiembre de 2010, la Comisión de Electricidad aprobó una propuesta de inversión para mejorar la confiabilidad de la transmisión en la Isla Sur Inferior. El proyecto tiene un costo máximo aprobado de 62,4 millones de dólares y su finalización estaba prevista originalmente para 2016. El alcance incluye: [23]
La nueva interconexión en Gore se construyó durante 2017-2018 [24]
El 30 de noviembre de 2009, Transpower presentó la Parte V del Plan de Actualización de la Red Eléctrica de 2009 (GUP 2009), Propuesta de Inversión en Energías Renovables en la Isla Sur Inferior, con la que se buscaba la aprobación de hasta 197 millones de dólares. Se trataba de una propuesta de inversión económica, más que de una propuesta de inversión en fiabilidad. En el momento de la presentación, se esperaba que se pusiera en funcionamiento una gran cantidad de nueva generación de energía renovable en la Isla Sur Inferior en los próximos años. La propuesta tenía por objeto facilitar la competencia en el mercado de generación, apoyar la generación de energía renovable y mejorar la seguridad del suministro a la región de la Isla Sur Inferior. La propuesta fue aprobada en abril de 2010. [25]
La propuesta de Transpower fue modernizar cinco líneas de transmisión entre Roxburgh y el valle de Waitaki, a saber:
En noviembre de 2011, Transpower revisó el cronograma de entrega de este proyecto en ausencia de compromisos significativos de nueva generación en la parte sur de la Isla Sur. A partir de esa revisión, se confirmó que los tramos de trabajo de Roxburgh a Clyde y de Aviemore a Livingstone continuarían según lo planeado, pero que otros tramos serían objeto de una nueva revisión en junio de 2013 o antes. [26]
En 2019, Transpower reinició el trabajo de modernización restante en las líneas en el área de Clutha y Upper Waitaki para permitir una mayor transmisión de energía hacia el norte en esta región. La decisión de iniciar los proyectos restantes fue en respuesta a las especulaciones sobre el posible cierre de la fundición de Tiwai Point. Los proyectos se financiarían mediante acuerdos con Contact Energy y Meridian Energy. El objetivo era garantizar que, si la fundición cerraba, hubiera suficiente capacidad de transmisión para garantizar que la energía de las centrales hidroeléctricas del sur pudiera transmitirse hacia el norte. Los proyectos reiniciados incluyeron el fortalecimiento de las torres y la instalación de conductores dúplex en los circuitos de Roxburgh - Livingstone durante los veranos de 2020-2021 y 2021-2022. El nuevo trabajo también incluyó la modernización de los circuitos de Cromwell-Twizel. [27]
El enlace HVDC entre islas es el único sistema de corriente continua de alto voltaje (HVDC) de Nueva Zelanda y proporciona una conexión entre las redes de las Islas Norte y Sur. El enlace HVDC se conecta a la red de 220 kV de la Isla Sur en la central eléctrica de Benmore en South Canterbury . La energía se transmite a través de líneas de transmisión aéreas a lo largo de 535 kilómetros (332 millas) hasta Fighting Bay en Marlborough . Desde aquí, cruza el estrecho de Cook a través de cables eléctricos submarinos durante 40 km hasta la bahía de Oteranga, al oeste de Wellington . En la bahía de Oteranga, la línea HVDC se convierte nuevamente en líneas aéreas para cubrir los últimos 35 km, y la línea termina y se conecta a la red de 220 kV de la Isla Norte en Haywards en Lower Hutt .
La principal razón para la conexión del sistema eléctrico entre las dos islas se debe a la geografía y la demografía de Nueva Zelanda. La Isla Sur tiene una gran cantidad de ríos adecuados para la generación de energía hidroeléctrica, sin embargo, el 75% de la población de Nueva Zelanda vive en la Isla Norte. Se eligió la HVDC para la conexión entre islas porque es una solución más práctica y económica para la transmisión a larga distancia, en particular donde se requieren longitudes significativas de cable.
En mayo de 2008, Transpower presentó una propuesta de Plan de Actualización de la Red a la Comisión de Electricidad para un importante proyecto de actualización del sistema HVDC que incluía:
El 25 de septiembre de 2008, la Comisión emitió su aprobación final para el proyecto, con un costo máximo aprobado de 672 millones de dólares. [28] [29]
El proyecto sustituyó las antiguas estaciones convertidoras del polo 1 del rectificador de arco de mercurio por un nuevo polo de válvula de tiristores (conocido como polo 3). Las mejoras en las estaciones convertidoras de Benmore y Haywards permitieron que el enlace transportara hasta 1000 MW con una provisión futura para 1400 MW. [30]