El sector eléctrico de Nueva Zelanda utiliza principalmente energía renovable , como la energía hidroeléctrica , la energía geotérmica y cada vez más la energía eólica . A 2021, el país generó el 81,2% de su electricidad a partir de fuentes renovables. Se está aplicando la estrategia de electrificación para mejorar la penetración de 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 2011-2021 de Nueva Zelanda apunta a una participación del 90% de la electricidad renovable para 2025. Después de esto, el gobierno aumentó su ambición al establecer el objetivo de lograr el 100% de electricidad renovable para 2030. [6] [5]
El Ministerio de Negocios, Innovación y Empleo de Nueva Zelanda monitorea varias entidades clave en el sector eléctrico. Esto incluye a 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 Conservación y Eficiencia Energética, 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 donde se transmitía energía a una ubicación remota se estableció en Bullendale en Otago en 1885, para proporcionar energía a una batería de veinte sellos en la mina Phoenix. La planta utilizaba agua del cercano Skippers Creek , 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 puso en funcionamiento la central eléctrica de Reefton , mientras que la primera central eléctrica de tamaño, la central eléctrica Horahora , se construyó para las minas de oro Waihi en Horahora, en el río Waikato . Esto sentó un precedente que dominaría la generación de electricidad de Nueva Zelanda, y la energía hidroeléctrica se convirtió y seguirá siendo la fuente dominante. [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 entre ellos. [11]
Los primeros suministros públicos de electricidad utilizaban diversos estándares de voltaje y corriente . El sistema trifásico de 230/400 voltios y 50 Hz fue elegido como estándar nacional en 1920. [12] En aquel entonces, el 58,6% de la capacidad de generación del país utilizaba el sistema trifásico de 50 Hz; El 27,1% utiliza sistemas de corriente continua mientras que el 14,3% utiliza otros estándares de corriente alterna . [11]
Si bien el uso industrial despegó rápidamente, sólo fueron los programas gubernamentales de los primeros dos tercios del siglo XX los que provocaron que la demanda privada también aumentara con fuerza. Las zonas rurales fueron particularmente beneficiarias de los subsidios para los sistemas de redes eléctricas, donde 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 una tasa del 22% anual. De hecho, los programas de "creación de carga" tuvieron tanto éxito que comenzaron a producirse escaseces a partir de 1936, aunque un gran número de nuevas centrales eléctricas construidas en la década de 1950 permitieron que el suministro se recuperara. [9]
Después de que los masivos programas de construcción crearon un suministro sustancial de energía que no dependía de los precios internacionales de los combustibles fósiles, Nueva Zelanda se volvió menos frugal con 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 redujeron lentamente sus niveles de uso de energía. . Según esta comparación económica, en 1991 el país era el segundo con menor eficiencia energética entre los 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 la transmisión pasó a depender de un nuevo departamento, el Departamento Hidroeléctrico del Estado (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 la venta al por menor eran responsabilidad de las juntas locales de energía eléctrica (EPB) o de los departamentos municipales de electricidad (MED).
La generación de energía eléctrica de Nueva Zelanda, anteriormente propiedad estatal como en la mayoría de los países, fue corporatizada, desregulada y parcialmente vendida durante las dos últimas décadas del siglo XX, siguiendo un modelo típico del mundo occidental . Sin embargo, gran parte de los sectores de generación y comercio minorista, así como todo el sector de transmisión, siguen siendo propiedad del gobierno como empresas estatales .
El Cuarto Gobierno Laborista corporativizó la División de Electricidad como una empresa de propiedad estatal en 1987, como la Corporación de Electricidad de Nueva Zelanda (ECNZ), que cotizó durante un período 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 al por menor.
En 1994, el negocio de transmisión de ECNZ se dividió como Transpower . En 1996, ECNZ se volvió a dividir 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 exigió la separación de la propiedad entre las líneas y las empresas energéticas (ya sea de generación o de suministro). Como resultado, la mayoría de las antiguas Juntas de Energía Eléctrica y Departamentos Municipales de Electricidad 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, con los activos principales formados en tres nuevas empresas de propiedad estatal (Mighty River Power (ahora Mercury Energy ), Genesis Energy y Meridian Energy ) y con los activos menores vendidos. apagado. 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; la industria energética de Nueva Zelanda, por ejemplo, reportó una participación del 75 % en 2013. [19] El Quinto Gobierno Laborista de Nueva Zelanda tenía el objetivo de aumentar esta cifra 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 impuestos por las emisiones de gases de efecto invernadero a partir de 2010, que se agregarían a la energía. precios en función del nivel de emisiones. [24] Sin embargo, el gobierno nacional entrante rápidamente presentó legislación para derogar algunas de estas medidas, como objetivos obligatorios para los porcentajes de biocombustibles , [25] una prohibición de la construcción de nuevas plantas de generación alimentadas por combustibles fósiles [26] y una prohibición de ventas futuras de bombillas incandescentes . [27]
Desde el 1 de enero de 2010, el sector energético debía declarar las emisiones de gases de efecto invernadero en el marco del Plan de Comercio de Emisiones de Nueva Zelanda (NZETS). Desde el 1 de julio de 2010, el sector energético tenía obligaciones formales de cumplimiento de comprar y entregar una unidad de emisión por cada dos toneladas de emisiones declaradas. En diciembre de 2011, había 78 empresas de energía registradas obligatoriamente en el NZETS y cinco participantes voluntarios. [28] Las empresas del sector energético del NZETS no reciben una asignación gratuita de unidades de emisión y se espera que trasladen a sus clientes los costes 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 el consumo minorista. costos. [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 alcanzar el 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 al 50% del consumo total de energía final del país (TFEC ) se obtendrá a partir de energías renovables para 2035, fomentando una electrificación generalizada en varios sectores. [5]
Formado en abril de 2018, el Comité Provisional de Cambio Climático de Nueva Zelanda destacó la importancia de electrificar el transporte y la calefacción industrial en su informe "Electrificación acelerada" de abril de 2019. En respuesta, el gobierno lanzó el Fondo de Financiamiento de Inversiones Verdes (GIDI) de NZD 70 millones para facilitar la transición del carbón y el gas a una electricidad y biomasa más limpias para los principales usuarios de energía. Esta iniciativa, diseñada para reducir las emisiones, reconoce que mejorará la eficiencia energética y generará una mayor demanda de electricidad. [5]
La electricidad se comercializa al por mayor en un mercado al contado . La operación del mercado es administrada por varios proveedores de servicios bajo convenios con la Autoridad Eléctrica . [34] El funcionamiento físico del mercado es gestionado por Transpower en su calidad de operador del sistema.
Los generadores presentan ofertas (bids) a través de un Sistema de Comercio e Información Mayorista (WITS). Cada oferta cubre un período futuro de media hora (llamado período de negociación) y es una oferta para generar una cantidad específica en ese momento a cambio de un precio designado. La plataforma del sistema WITS está gestionada por NZX . [35] El Operador del Sistema (Transpower) utiliza un sistema de programación, fijación de precios y despacho (SPD) para clasificar las ofertas, presentadas a través de WITS, en orden de precio, y selecciona la combinación de ofertas (ofertas) de menor costo para satisfacer la demanda. [36]
El principio de fijación de precios de mercado se conoce como despacho económico limitado por valores basado en ofertas con precios nodales .
La oferta de precio más alto ofrecida por un generador necesario para satisfacer la demanda durante una media hora determinada fija el precio al contado para ese período de negociación.
Los precios al contado de la electricidad pueden variar significativamente entre los períodos comerciales, lo que refleja factores como la demanda cambiante (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 al contado 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 estaciones generadoras).
En 2020, Nueva Zelanda generó 42.858 gigavatios-hora (GW⋅h) de electricidad y la hidroelectricidad representó el 56%. La capacidad de generación instalada de Nueva Zelanda (todas las fuentes) a diciembre de 2020 era de 9.758 megavatios (MW), provenientes de hidroelectricidad, gas natural , geotermia , 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, con 24.066 GW⋅h generados por hidroelectricidad en 2020, el 56% de la electricidad de Nueva Zelanda generada ese año. La capacidad instalada total de hidroelectricidad es de 5.434 MW a finales de 2020. [1]
Hay tres grandes proyectos hidroeléctricos en la Isla Sur: Waitaki , Clutha y Manapouri . El esquema de Waitaki tiene tres partes distintas: las centrales eléctricas originales de Waitaki y Tekapo A (1936 y 1951 respectivamente), el desarrollo del Bajo Waitaki de los años 1960 que consiste en Benmore y Aviemore , y el desarrollo del Alto Waitaki de los años 1970-80 de Tekapo B y Ohau 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 de Manapouri es una única 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 de Tiwai Point cerca de Invercargill . Tanto Waitaki como Manapouri son operados por Meridian Energy. Hay dos centrales eléctricas en el esquema del río Clutha operadas por Contact Energy: Clyde Dam (464 MW, puesta en servicio en 1992) y Roxburgh Dam (320 MW, puesta en servicio en 1962).
La Isla Norte tiene dos esquemas principales: Tongariro y Waikato. El Plan de Energía de Tongariro consiste en 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 plan es operado por Genesis Energy y tiene una capacidad instalada de 360 MW. El plan del río Waikato , operado por Mercury Energy , consta de nueve centrales eléctricas en el río entre el lago Taupō y Hamilton , que generan 3650 GW⋅h al año.
Otras instalaciones y proyectos hidroeléctricos más pequeños se encuentran dispersos por 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; este último fue sede de los Campeonatos Mundiales de Remo de 1978 y 2010 . Otros esquemas han dado forma a la Nueva Zelanda política. En la década de 1970, los planes originales de levantar el lago Manapouri para la estación 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 Cromwell Gorge y parte del municipio de Cromwell , destruyendo muchos huertos frutales y la calle principal de Cromwell. Sin embargo, el proyecto recibió luz verde y el lago Dunstan se llenó en 1992-1993.
La generación 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, aumentando la producción de la estación de 585 MW a una potencia continua máxima de 850 MW, aunque debido a condiciones de consentimiento de recursos . , la generación máxima está limitada a 800 MW. [39] Hasta diciembre de 2011 no se han 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 Anillo de Fuego del Pacífico , por lo que su geología es 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 7.610 GW⋅h, el 18% de la generación eléctrica del país ese año. [19]
La mayor parte de la energía geotérmica de Nueva Zelanda se genera al norte del lago Taupō . Ocho estaciones generan electricidad aquí, incluida la central eléctrica de Wairakei , la central 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 zona se encuentran Nga Awa Purua , que alberga la turbina geotérmica más grande del mundo con 147 MW [40] (aunque la planta sólo genera 140 MW); y Ohaaki , que cuenta con 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 el este de Bay of Plenty, y una pequeña cantidad cerca de Kaikohe en Northland .
Gran parte del potencial de energía geotérmica de Nueva Zelanda aún está sin explotar; la Asociación Geotérmica de Nueva Zelanda estima una capacidad de instalación (utilizando únicamente la tecnología existente) de alrededor de 3.600 MW. [41]
La energía eólica generó el 5% de la electricidad en 2020, frente al 7% en 2016 y el 9% en 2015. A finales de 2020, la energía eólica representaba 690 MW de capacidad instalada. [42] Se han concedido autorizaciones para parques eólicos con una capacidad adicional de 2.500 MW. [43]
Nueva Zelanda tiene abundantes recursos eólicos. El país se encuentra en el camino de los rugientes cuarenta , los fuertes y constantes vientos del oeste y el efecto de canalización del estrecho de Cook y el desfiladero de Manawatū aumentan el potencial del recurso. Estos efectos hacen de la Baja Isla Norte 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 superior al 50%. [44]
La electricidad fue generada por primera vez por el viento en Nueva Zelanda en 1993, mediante una turbina de demostración de 225 kW en el suburbio de Wellington en Brooklyn. El primer parque eólico comercial se estableció en 1996: el parque eólico Hau Nui , a 22 km (14 millas) 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 incluyen Te Apiti , West Wind y White Hill .
La energía eólica en Nueva Zelanda comparte las dificultades típicas de otras naciones (fuerzas eólicas desiguales, ubicaciones ideales a menudo alejadas de las zonas 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 en Nueva Zelanda pueden producir más del doble de su energía promedio durante los períodos de máxima fuerza eólica útil). El parque eólico Tararua tiene un promedio ligeramente mayor que 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 su 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 encuentra en países europeos. [22]
En 2020, los combustibles fósiles generaron 8.154 GW⋅h (18,9% de toda la electricidad); 5.938 GW⋅h de gas; 2.159 GW⋅h por carbón; y 57 GW⋅h de otras fuentes. La capacidad instalada total combinada en 2020 fue de 2.334 MW. La Isla Norte genera casi toda la electricidad de Nueva Zelanda a partir de combustibles fósiles. [19]
Hasta la década de 1950, las estaciones alimentadas con combustibles fósiles eran de pequeña escala y generalmente funcionaban con carbón o subproductos del carbón, suministrando electricidad a ciudades que aún no estaban conectadas a planes hidroeléctricos y brindaban apoyo adicional a dichos planes. La generación a gran escala con carbón comenzó en 1958 en la central eléctrica de Meremere de 210 MW . Las estaciones alimentadas con petróleo, como Otahuhu A, Marsden A&B y New Plymouth, se pusieron en servicio a finales de los años 1960 y principios de los 1970. El descubrimiento de gas natural frente a la costa de Taranaki y las crisis petroleras de la década de 1970 hicieron que las estaciones alimentadas con petróleo se convirtieran a gas o quedaran suspendidas, mientras que las estaciones alimentadas con gas proliferaban, especialmente en Taranaki y Auckland, hasta bien entrada la década de 2000. Sólo en los últimos años el carbón ha regresado, a medida que el gas de Taranaki se ha ido agotando lentamente.
Hoy en día, hay tres grandes estaciones que funcionan con combustibles fósiles en Nueva Zelanda. Se encuentran generadores industriales más pequeños que funcionan con gas y carbón en toda Nueva Zelanda y 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 1.000 MW de generadores alimentados con carbón y gas y 435 MW de generadores exclusivamente de gas, suministra alrededor del 17% de la electricidad del país. [45] En Taranaki, en Stratford, hay una central eléctrica alimentada por gas (585 MW). Whirinaki es una estación alimentada con diésel de 155 MW al norte de Napier , que proporciona generación de respaldo para períodos en los que la generación no está disponible, como cuando las plantas se averían, o durante las estaciones secas donde 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 . Sólo hay una central térmica propuesta con consentimiento de recursos: la central eléctrica Waikato de 380 MW de Todd Energy . [46]
A finales de diciembre de 2023, Nueva Zelanda tenía 56.041 instalaciones fotovoltaicas (PV) conectadas a la red que producían 365 MW, de los cuales 105 MW se instalaron en los 12 meses anteriores. [47]
Nueva Zelanda tiene grandes recursos de energía oceánica pero aún no genera energía a partir de ellos. TVNZ informó en 2007 que actualmente se están desarrollando más de 20 proyectos de energía undimotriz y mareomotriz. [48] Sin embargo, no hay mucha información pública disponible sobre estos proyectos. La Asociación de Energía de las Olas y las Mareas de Aotearoa se creó en 2006 para "promover la adopción de la energía marina en Nueva Zelanda". Según su último boletín, [49] tienen 59 miembros. Sin embargo, la asociación no enumera a estos miembros ni proporciona ningún detalle de los proyectos. [50]
De 2008 a 2011, la Autoridad de Conservación y Eficiencia Energética del gobierno asignó 2 millones de dólares cada año de un Fondo de Despliegue 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 concedido dos autorizaciones de recursos para proyectos piloto en el propio Estrecho de Cook y en el Canal Tory , y se ha concedido autorización para hasta 200 turbinas mareomotrices en la central mareomotriz de Kaipara . Otras ubicaciones potenciales incluyen los puertos de Manukau y Hokianga , y Te Aumiti/Paso Francés . Los puertos producen corrientes de hasta 6 nudos con corrientes de marea de hasta 100.000 metros cúbicos por segundo. Estos volúmenes de marea son 12 veces mayores que los caudales de los ríos más grandes de Nueva Zelanda.
Aunque Nueva Zelanda tiene una legislación libre de armas nucleares , ésta cubre sólo 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 importante 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, había planes para desarrollar cuatro reactores de 250 MW en el lugar. En 1972, los planes se abandonaron porque el descubrimiento del campo de gas de Maui significó 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 una necesidad inmediata de energía nuclear en Nueva Zelanda, pero que podría ser económicamente posible en el futuro. principios del siglo XXI. [54]
La red nacional de transmisión de electricidad de Nueva Zelanda conecta sus instalaciones de generación con sus centros de demanda, que a menudo están a más de 150 km (93 millas) 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 millas) 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 estación hidroeléctrica Horahora con Waikino y la estación hidroeléctrica Coleridge con Addington en Christchurch. En los años de entreguerras se produjo la primera construcción importante de una red nacional de líneas de 110 kV que conectaban pueblos y ciudades con proyectos hidroeléctricos. En 1940, la red de transmisión se extendía desde Whangārei hasta Wellington en la Isla Norte, y de Christchurch hasta 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 presas del río Waikato con Auckland y Wellington, y la presa de Roxburgh con Christchurch. Las dos islas se unieron mediante el enlace HVDC entre islas 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 central 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 transmisiones están reguladas por la Comisión de Comercio. En un comunicado de prensa de enero de 2012, la Comisión de Comercio informó que Transpower planeaba invertir 5 mil millones de dólares durante los próximos 10 años en mejoras de infraestructura crítica. [56]
Desde 2006, Transpower ha gastado casi 2.000 millones de dólares para 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 esquema HVDC entre islas es el único sistema de corriente continua de alto voltaje (HVDC) de Nueva Zelanda y conecta 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 Hutt Valley a través de 572 kilómetros (355 millas) de líneas aéreas bipolares HVDC y cables submarinos de 40 kilómetros (25 millas). a través del estrecho de Cook . [55]
El enlace HVDC se puso en servicio en 1965 como un esquema HVDC bipolar de ±250 kV, 600 MW que utiliza 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, de Haywards a Benmore, permitiendo a la Isla Sur acceder 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 junto a él se puso en funcionamiento un nuevo polo basado en tiristores (Polo 2). También se mejoraron las líneas de transmisión y los cables submarinos para duplicar la capacidad máxima del enlace hasta 1240 MW. El equipo convertidor de válvulas de arco de mercurio se desmanteló parcialmente en 2007 y se desmanteló por completo en agosto de 2012. El 29 de mayo de 2013 se pusieron en servicio nuevas estaciones convertidoras de tiristores (conocidas como Polo 3) para reemplazar los convertidores de arco de mercurio. Los trabajos posteriores en el polo 2 elevaron la capacidad del enlace a 1.200 MW a finales de año. [58]
La electricidad de la red nacional de Transpower se distribuye a empresas de líneas locales y grandes usuarios industriales a través de 180 puntos de salida de la red (GXP) en 147 ubicaciones. 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 CA de 25 kV en Auckland y la zona central de la Isla Norte, recurren directamente a las subestaciones de Transpower. y no 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). Cada EDB presta servicios a regiones geográficas específicas. Los 29 negocios 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, hasta Vector con 593.440 conexiones de clientes y una base de activos regulatorios de $3.645 millones. [59]
En la mayoría de las áreas, la compañía de líneas locales opera una red de subtransmisión, conectando el punto de salida de la red de transmisión con las subestaciones de zona. En la subestación de zona (o en el GXP si no hay red de subtransmisión), el voltaje se reduce al voltaje de distribución. La distribución trifásica está disponible en todas las zonas urbanas y en la mayoría de las zonas rurales. En zonas rurales periféricas y remotas con cargas ligeras se utiliza distribución monofásica o bifásica que utiliza sólo dos fases o sistemas de retorno a tierra de un solo cable . Los transformadores de distribución locales montados en postes o en tierra reducen la electricidad desde el voltaje de distribución al voltaje de la red eléctrica de Nueva Zelanda de 230/400 voltios (fase a tierra/fase a fase).
La subtransmisión suele ser de 33 kV, 50 kV, 66 kV o 110 kV, aunque partes del istmo de Auckland utilizan una subtransmisión de 22 kV. La distribución suele ser de 11 kV, aunque algunas zonas rurales y urbanas de alta densidad utilizan una distribución de 22 kV, y algunas zonas urbanas (por ejemplo, Dunedin) utilizan una distribución de 6,6 kV.
Al 31 de marzo de 2022, los 29 EDB combinados tenían 11,825 km (7,348 millas) de líneas y cables de subtransmisión y 145,659 km (90,508 millas) 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 la regulación prevista en la Parte 4 de la Ley de Comercio de 1986 . [60] Existen dos mecanismos regulatorios principales en vigor en Hong Kong y Corea; regulación de divulgación de información y regulación precio-calidad.
Cada año, la Comisión de Comercio exige que las EDB publiquen información financiera, incluidos estados financieros, previsiones de gastos futuros y precios, e información de rendimiento, incluidos cortes e interrupciones. [61] La Comisión de Comercio publica análisis de las divulgaciones de información para ayudar a los analistas de la industria y al público a comprender y comparar el desempeño de las EDB. [62]
Las regulaciones de calidad de precio establecen los ingresos máximos 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] Los EDB que no cumplan con estos estándares pueden recibir una advertencia pública, y los incumplimientos repetidos pueden dar lugar a un proceso judicial. En marzo de 2020, Aurora Energy recibió una multa de casi $5 millones después de cuatro años consecutivos en los que no cumplió con los estándares de calidad requeridos, en gran medida como resultado de una inversión insuficiente histórica en renovación y mantenimiento de la red. [64] [65]
Los siguientes BDE están sujetos a regulación de precio-calidad para el período 2020-2025: [66]
Las siguientes EDB cumplen los criterios para ser consideradas empresas "propiedad de los consumidores" y están exentas de la regulación de precio-calidad: [67]
Las empresas distribuidoras suministran suministro a una tensión nominal de 230 voltios ± 6% para monofásico y 400 voltios ± 6% para suministro trifásico , salvo fluctuaciones momentáneas, de acuerdo con el Reglamento (Seguridad) de Electricidad de 2010. [68] CA Los enchufes (macho) y los enchufes (hembra) cumplen con la norma armonizada australiana y neozelandesa AS/NZS 3112 que también se utiliza en Fiji , Tonga , Islas Salomón , Papúa Nueva Guinea y varios otros países insulares del Pacífico.
Nueva Zelanda utiliza una variación del sistema de puesta a tierra TN-CS conocida como neutro con conexión a tierra múltiple (MEN). Se requiere que cada local de consumidor tenga su propio electrodo de tierra, que se conecta a la barra colectora de tierra de protección en el tablero de distribución principal . El cable neutro está conectado a tierra en el transformador de distribución y dentro del tablero de distribución principal de cada consumidor mediante un conector eléctrico entre la barra colectora neutra y la barra colectora de tierra protectora conocida 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 más alta 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 con el 44 % del uso total, seguido de los edificios residenciales con un 33 % y los edificios del sector de servicios. al 23%. La participación del transporte fue mínima, de sólo el 0,2% del consumo total. [5]
El mayor usuario 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 cuenta efectivamente con la central eléctrica de Manapouri como generador de energía dedicado para suministrarla. [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: Auckland , la ciudad más grande del país, demandó hasta 1722 MW y consumió 8679 GW⋅h en 2010-2011. [77] Wellington, Christchurch, Hamilton y Dunedin también son grandes consumidores, con otros grandes centros de demanda como 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 promedio 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 2.121 dólares. [79]
La generación representa aproximadamente un tercio del costo de la electricidad minorista, y el costo combinado de transmisión y distribución representa poco menos de otro tercio. El saldo incluye el margen minorista, los gravámenes y el GST . [81]
La mayoría de los clientes minoristas tienen contratos a plazo con su distribuidor de electricidad, pero algunos tienen acuerdos de prepago. Los clientes pueden elegir el prepago para ayudarlos a administrar sus gastos, pero otros pueden verse obligados a hacerlo porque se les considera 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 de prepago pueden ser una preocupación importante porque las investigaciones realizadas en Nueva Zelanda y en otros países indican que es más probable que los hogares con prepago no puedan permitirse calentar adecuadamente sus hogares. [82]
Los consumidores de electricidad conectados a la red pueden elegir su proveedor minorista. Al 31 de julio de 2021, había 40 minoristas de electricidad registrados ante 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 termos 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 global o solo para carga controlada, a cambio de permitir que la 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 implementado ampliamente medidores inteligentes para reemplazar los medidores de electricidad domésticos de generaciones anteriores. En 2016, se habían instalado más de 1,5 millones de contadores inteligentes, lo que representa el 70% de los hogares. [86] En las primeras etapas de la instalación de contadores inteligentes en 2009, el Comisario Parlamentario de Medio Ambiente (PCE) criticó el despliegue alegando que las capacidades de los sistemas de medición que se estaban implementando eran demasiado limitadas y no permitir beneficios futuros para los consumidores y el medio ambiente. En un informe de actualización de 2013, el PCE afirmó: [87]
El despliegue de contadores electrónicos en Nueva Zelanda es inusual a nivel internacional, ya que en gran medida se ha dejado en manos del mercado. En otros países, los organismos reguladores han estado mucho más involucrados en especificar qué podrían hacer estos medidores. En Nueva Zelanda, se dejó que los minoristas decidieran las características que contenían los medidores. Se ha perdido la oportunidad de que estos medidores proporcionen una gama más amplia de beneficios con un costo adicional mínimo.
La mayoría de los contadores inteligentes han sido instalados por minoristas de electricidad. Servicios minoristas que están disponibles tras la implementación de medidores inteligentes, incluida la fijación de precios por tiempo de uso. Algunos minoristas ofrecen una tarifa que sigue el precio al contado 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]
Para 2022, la instalación de casi 2 millones de contadores 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 regulaciones de divulgación de información, Transpower y los 29 EDB deben informar la duración, frecuencia y causas de los cortes de energía. La duración y frecuencia de las interrupciones normalmente se expresan en SAIDI (índice de duración promedio de las interrupciones del sistema) y SAIFI (índice de frecuencia promedio de las interrupciones del sistema). En el año transcurrido hasta el 31 de marzo de 2020, los 29 EDB informaron un SAIDI de interrupción no planificada de 130,35 minutos y un SAIFI de 1,76, y un SAIDI de interrupción planificada de 78,85 minutos y un SAIFI de 0,37. [59] Esto equivale a que el consumidor medio 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 mayoría de las Islas del Norte y del Sur. También hay varias islas costeras que están conectadas a la red nacional. La isla Waiheke , la isla costera más poblada de Nueva Zelanda, se abastece de cables submarinos desde Maraetai . [77] [98] La isla Arapaoa y la isla d'Urville , ambas en Marlborough Sounds , reciben suministro a través de tramos elevados a través de Tory Channel y French Pass , respectivamente.
Sin embargo, muchas islas costeras 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 a diésel mediante motores de combustión interna es una solución común. El combustible diésel adecuado para generadores está disponible en todo el país en las estaciones de servicio ; el diésel no está sujeto a impuestos en el surtidor en Nueva Zelanda y, en cambio, los vehículos propulsados por diésel pagan cargos a los usuarios de la carretera en función de su tonelaje bruto y la distancia recorrida.
Las áreas aisladas con generación independiente incluyen:
Existen muchos otros esquemas en islas costeras que tienen viviendas permanentes o temporales, en su mayoría generadores o pequeños sistemas renovables. Un ejemplo es la estación de investigación y guardabosques en Little Barrier Island , donde veinte paneles fotovoltaicos de 175 vatios proporcionan el sustento para las necesidades locales, con un generador diésel de respaldo. [99]
El sector energético no recibirá una asignación de NZU porque podrá trasladar los costes de sus obligaciones ETS a sus clientes.