Электроэнергетический сектор Новой Зеландии использует в основном возобновляемые источники энергии , такие как гидроэнергетика , геотермальная энергия и все чаще энергия ветра . По состоянию на 2021 год страна производила 81,2% электроэнергии из возобновляемых источников. Стратегия электрификации реализуется для увеличения проникновения возобновляемых источников энергии и сокращения выбросов парниковых газов (ПГ) во всех секторах экономики. В 2021 году потребление электроэнергии достигло 40 тераватт-часов (ТВ⋅ч), что на 0,2% больше по сравнению с уровнем потребления в 2010 году. [5]
Энергетическая стратегия Новой Зеландии на 2011–2021 годы направлена на достижение 90% доли возобновляемой электроэнергии к 2025 году. После этого правительство повысило свои амбиции, поставив цель достичь 100% возобновляемой электроэнергии к 2030 году. [6] [5]
Министерство бизнеса, инноваций и занятости Новой Зеландии контролирует несколько ключевых предприятий электроэнергетического сектора. Сюда входят независимые регулирующие органы, Управление электроэнергетики и Комиссия по торговле , которые отвечают за регулирование сектора. Кроме того, агент Короны, Агентство по энергоэффективности и сохранению энергии, занимается продвижением и управлением программами энергоэффективности. [5]
В Новой Зеландии электроэнергия впервые производилась на заводах для внутреннего использования. Завод первого поколения, передавший электроэнергию в удаленное место, был построен в Буллендейле в Отаго в 1885 году для обеспечения электроэнергией батареи из двадцати марок на шахте Феникс. Завод использовал воду из близлежащего Скипперс-Крик , притока реки Шотовер . [7] [8]
Рифтон на западном побережье стал первым электрифицированным городом в 1888 году после ввода в эксплуатацию электростанции Рифтон , а первая крупная электростанция — электростанция Хорахора — была построена для золотых приисков Вайхи в Хорахоре на реке Вайкато . Это создало прецедент, который должен был доминировать в производстве электроэнергии Новой Зеландии, а гидроэнергетика стала и оставалась доминирующим источником. [9] С 1912 по 1918 год Департамент общественных работ выдал лицензии для многих местных электростанций. [10] К 1920 году насчитывалось 55 государственных энергосистем общей мощностью 45 мегаватт . [11]
Ранние системы общественного электроснабжения использовали различные стандарты напряжения и тока . Трехфазная система напряжением 230/400 В и частотой 50 Гц была выбрана в качестве национального стандарта в 1920 году. [12] В то время 58,6% генерирующих мощностей страны использовали трехфазную систему с частотой 50 Гц; 27,1% использовали системы постоянного тока , а 14,3% использовали другие стандарты переменного тока . [11]
Хотя промышленное использование быстро набрало обороты, только государственные программы в первых двух третях 20-го века вызвали сильный рост частного спроса. Сельские районы были особенно бенефициарами субсидий на электросетевые системы, где поставки обеспечивались для создания спроса с целью модернизации сельской местности. Результаты были заметными; в 1920-х годах потребление электроэнергии увеличивалось на 22% в год. Фактически, программы «наращивания нагрузки» были настолько успешными, что с 1936 года начал возникать дефицит, хотя большое количество новых электростанций, построенных в 1950-х годах, позволило снова восстановить поставки. [9]
После того, как масштабные строительные программы создали значительный запас энергии, не зависящий от международных цен на ископаемое топливо, Новая Зеландия стала менее экономной в использовании энергии. В то время как в 1978 году потребление энергии на единицу экономической продукции колебалось на уровне среднего показателя всех стран ОЭСР , в 1980-е годы Новая Зеландия сильно отставала, увеличив потребление энергии на единицу экономики более чем на 25%, в то время как другие страны медленно снижали уровень энергопотребления. . Судя по этому экономическому сравнению, в 1991 году страна была второй по уровню энергоэффективности среди 41 страны ОЭСР. [13]
Все энергетические активы правительства первоначально находились в ведении Департамента общественных работ . С 1946 года управление генерацией и передачей электроэнергии перешло в ведение нового департамента — Государственного гидроэнергетического департамента (SHD), переименованного в 1958 году в Департамент электроэнергетики Новой Зеландии (NZED). В 1978 году Отдел электроэнергии Министерства энергетики взял на себя ответственность за производство, передачу электроэнергии, консультирование по вопросам политики и регулирование. [14] За распределение и розничную торговлю отвечали местные электроэнергетические управления (EPB) или муниципальные управления электроэнергетики (MED).
Производство электроэнергии в Новой Зеландии, ранее принадлежавшее государству, как и в большинстве стран, было корпоратизировано, дерегулировано и частично распродано в течение последних двух десятилетий двадцатого века, следуя модели, типичной для западного мира . Однако большая часть секторов генерации и розничной торговли, а также весь сектор передачи электроэнергии остаются в государственной собственности как государственные предприятия .
В 1987 году Четвертое лейбористское правительство акционировало Подразделение электроэнергетики как государственное предприятие под названием Электрическая корпорация Новой Зеландии ( ECNZ), которая какое-то время торговалась как Electricorp. Четвертое национальное правительство пошло дальше, приняв Закон об энергетических компаниях 1992 года, требующий от EPB и MED стать коммерческими компаниями, отвечающими за распределение и розничную торговлю.
В 1994 году передающий бизнес ECNZ был выделен в Transpower . В 1996 году ECNZ снова была разделена, и было образовано новое отдельное генерирующее предприятие Contact Energy . Четвертое национальное правительство приватизировало Contact Energy в 1999 году. Закон о реформе электроэнергетики 1998 года требовал разделения собственности между линиями и энергетическими предприятиями (генерирующими или поставляющими). В результате большинство бывших электроэнергетических советов и муниципальных департаментов электроэнергетики создали предприятия по распределению электроэнергии и продали свой бизнес по розничной торговле электроэнергией, как правило, генерирующим компаниям. [15] С апреля 1999 года оставшаяся часть ECNZ была снова разделена, при этом основные активы были сформированы в три новых государственных предприятия (Mighty River Power (ныне Mercury Energy ), Genesis Energy и Meridian Energy ), а второстепенные активы были проданы. выключенный. MBIE опубликовало хронологию реформ до 2015 года. [16]
Электроэнергетический сектор Новой Зеландии разделен на шесть отдельных частей:
Возобновляемые источники энергии производят большую часть электроэнергии в стране, при этом энергетическая промышленность Новой Зеландии, например, сообщила о 75% доле в 2013 году. [19] Пятое лейбористское правительство Новой Зеландии поставило перед собой цель увеличить эту долю до 90% к 2025 году, [20] ] последующее Пятое национальное правительство поставило приоритетом безопасность поставок. [21]
Лейбористское правительство Новой Зеландии ввело ряд мер в 2000-х годах в рамках концепции того, что Новая Зеландия станет углеродно-нейтральной к 2020 году, [22] [23] и намеревалось собирать сборы за выбросы парниковых газов с 2010 года и далее, чтобы добавить их к власти. цены в зависимости от уровня выбросов. [24] Однако новое национальное правительство быстро внесло на рассмотрение законопроект об отмене некоторых из этих мер, таких как обязательные целевые показатели процентного содержания биотоплива , [25] запрет на строительство новых электростанций, работающих на ископаемом топливе [26] и запрет на будущую продажу биотоплива. лампы накаливания . [27]
С 1 января 2010 года энергетический сектор был обязан сообщать о выбросах парниковых газов в соответствии со схемой торговли выбросами Новой Зеландии (NZETS). С 1 июля 2010 года у энергетического сектора были официальные обязательства по покупке и сдаче одной единицы выбросов на каждые две тонны зарегистрированных выбросов. По состоянию на декабрь 2011 года в NZETS было обязательно зарегистрировано 78 энергетических компаний и пять добровольных участников. [28] Компании энергетического сектора в NZETS не получают бесплатного распределения единиц выбросов, и ожидается, что они переложат на своих клиентов затраты на покупку единиц выбросов. [29]
В апреле 2013 года Лейбористская партия и Партия зеленых заявили, что в случае победы на всеобщих выборах 2014 года они введут единого покупателя электроэнергии по типу Pharmac (единственного покупателя фармацевтических препаратов в Новой Зеландии), чтобы сократить розничную торговлю. расходы. [30] Правительство ответило, назвав это «экономическим вандализмом», сравнив его с Советским Союзом , [31] но сопредседатель «Зеленых» Рассел Норман заявил, что это будет стимулировать экономику и создавать рабочие места. [32] На следующий день акции частной энергетической компании Contact Energy упали более чем на 10%. [33]
Энергетическая политика Новой Зеландии ставит цели по достижению 90% производства электроэнергии из возобновляемых источников к 2025 году с намерением достичь 100% к 2030 году. Это дополнительно поддерживается Планом сокращения выбросов, который направлен на достижение 50% общего конечного потребления энергии в стране (TFEC). ) будут получать из возобновляемых источников энергии к 2035 году, что будет способствовать повсеместной электрификации в различных секторах. [5]
Сформированный в апреле 2018 года Временный комитет Новой Зеландии по изменению климата подчеркнул важность электрификации транспорта и промышленного отопления в своем отчете «Ускоренная электрификация» за апрель 2019 года. В ответ правительство запустило Фонд финансирования зеленых инвестиций (GIDI) на сумму 70 миллионов новозеландских долларов, чтобы облегчить переход от угля и газа к более чистой электроэнергии и биомассе для основных потребителей энергии. Эта инициатива, направленная на сокращение выбросов, признает, что она повысит энергоэффективность и приведет к увеличению спроса на электроэнергию. [5]
Электричество продается оптом на спотовом рынке . Работой рынка управляют несколько поставщиков услуг по соглашениям с Управлением электроэнергетики . [34] Физическим функционированием рынка управляет Transpower в роли системного оператора.
Генераторы подают предложения (заявки) через Оптовую информационно-торговую систему (WITS). Каждое предложение охватывает будущий получасовой период (называемый торговым периодом) и представляет собой предложение произвести определенное количество в это время в обмен на назначенную цену. Системная платформа WITS находится под управлением NZX . [35] Системный оператор (Transpower) использует систему планирования, ценообразования и диспетчеризации (SPD) для ранжирования предложений, представленных через WITS, в порядке цены и выбирает комбинацию предложений (предложений) с наименьшей стоимостью для удовлетворения спроса. [36]
Принцип рыночного ценообразования известен как экономическая диспетчеризация с ограничением по безопасности и узловыми ценами , основанная на предложениях .
Самая высокая цена, предлагаемая генератором, необходимая для удовлетворения спроса в течение заданных получаса, устанавливает спотовую цену на этот торговый период.
Спотовые цены на электроэнергию могут значительно различаться в зависимости от торговых периодов, отражая такие факторы, как изменение спроса (например, более низкие цены летом, когда спрос снижается) и предложения (например, более высокие цены, когда гидроозёра и притоки ниже среднего). Спотовые цены также могут значительно различаться в зависимости от местоположения, что отражает потери электроэнергии и ограничения в системе передачи (например, более высокие цены в местах, находящихся дальше от электростанций).
В 2020 году Новая Зеландия произвела 42 858 гигаватт-часов (ГВт⋅ч) электроэнергии, при этом доля гидроэлектроэнергии составила 56%. Установленная генерирующая мощность Новой Зеландии (все источники) по состоянию на декабрь 2020 года составляла 9758 мегаватт (МВт) за счет гидроэлектроэнергии, природного газа , геотермальной энергии , ветра, угля, нефти и других источников (в основном биогаза, отработанного тепла и древесины). [1]
Гидроэлектростанции производят большую часть электроэнергии Новой Зеландии: в 2020 году за счет гидроэлектроэнергии было произведено 24 066 ГВт⋅ч, что составляет 56% электроэнергии Новой Зеландии, произведенной в этом году. Общая установленная мощность гидроэлектростанций по состоянию на конец 2020 года составляет 5 434 МВт. [1]
На Южном острове есть три основные гидроэлектростанции: Вайтаки , Клута и Манапури . Схема Вайтаки состоит из трех отдельных частей: оригинальные электростанции Вайтаки и Текапо А (1936 и 1951 годы соответственно), строительство Нижнего Вайтаки 1960-х годов, состоящее из Бенмора и Авимора , и развитие Верхнего Вайтаки 1970–80-х годов Текапо B и Охау A, B. , и C. В общей сложности девять электростанций генерируют около 7600 ГВт⋅ч ежегодно, около 18% электроэнергии Новой Зеландии [37] и более 30% всей ее гидроэлектроэнергии. [38] Электростанция Манапури — единственная подземная электростанция во Фьордленде и крупнейшая гидроэлектростанция в стране. Он имеет максимальную генерирующую мощность 730 МВт и производит 4800 ГВт⋅ч в год, в основном для алюминиевого завода Tiwai Point недалеко от Инверкаргилла . И Вайтаки, и Манапури управляются компанией Meridian Energy. На схеме реки Клута есть две электростанции, которыми управляет Contact Energy: плотина Клайд (464 МВт, введена в эксплуатацию в 1992 году) и плотина Роксбург (320 МВт, введена в эксплуатацию в 1962 году).
На Северном острове действуют две основные схемы: Тонгариро и Вайкато. Схема электроснабжения Тонгариро состоит из воды, забираемой из водосборов рек Вангаеху, Рангитикей, Вангануи и Тонгариро, проходящих через две электростанции (Токаану и Рангипо), а затем сбрасывается в озеро Таупо . Схема эксплуатируется компанией Genesis Energy, ее установленная мощность составляет 360 МВт. Схема реки Вайкато , которой управляет Mercury Energy , состоит из девяти электростанций на реке между озером Таупо и Гамильтоном , вырабатывающих 3650 ГВт⋅ч в год.
Другие более мелкие гидроэнергетические объекты и схемы разбросаны по обоим островам материковой части Новой Зеландии.
Гидроэлектростанции во многом сформировали внутренние районы Новой Зеландии. Такие города, как Мангакино , Туранги , Твизел и Отематата, изначально были основаны для рабочих, строящих гидроэлектростанции, и их семей. Гидроэлектрические водоемы на озерах Руатанива и Карапиро являются местами для гребли мирового класса, причем последнее принимало чемпионаты мира по академической гребле 1978 и 2010 годов . Другие схемы сформировали политическую жизнь Новой Зеландии. В 1970-х годах первоначальные планы поднять озеро Манапури для станции Манапури были отменены после крупных протестов. Позже, в 1980-х годах, были высказаны протесты против создания озера Данстан за плотиной Клайд, которое затопило бы ущелье Кромвель и часть городка Кромвель , разрушив множество фруктовых садов и главную улицу Кромвеля. Однако проект получил одобрение, и озеро Данстан было заполнено в 1992–93 годах.
Производство гидроэлектроэнергии оставалось относительно стабильным с 1993 года - единственным крупным гидроэнергетическим проектом с тех пор было завершение строительства второго отводящего туннеля Манапури в 2002 году, в результате чего мощность станции увеличилась с 585 МВт до максимальной продолжительной мощности в 850 МВт, хотя и из-за условий согласия на использование ресурсов . максимальная выработка ограничена 800 МВт. [39] По состоянию на декабрь 2011 года не было совершено никаких крупных новых гидроэнергетических проектов, но есть предложения по дальнейшему развитию рек Вайтаки и Клута, а также на западном побережье Южного острова.
Новая Зеландия расположена на Тихоокеанском огненном кольце , поэтому ее геология благоприятна для геотермальной энергетики . Геотермальные поля расположены по всей Новой Зеландии, но в настоящее время большая часть геотермальной энергии вырабатывается в вулканической зоне Таупо – территории на Северном острове, простирающейся от горы Руапеху на юге до острова Уайт на севере. По состоянию на декабрь 2020 года установленная мощность геотермальной энергетики составляла 991 МВт, а в 2020 году геотермальные станции выработали 7610 ГВт⋅ч – 18% выработки электроэнергии в стране в этом году. [19]
Большая часть геотермальной энергии Новой Зеландии вырабатывается к северу от озера Таупо . Здесь вырабатывают электроэнергию восемь станций, в том числе электростанция Вайракей , старейшая (1958 г.) и крупнейшая (176 МВт) геотермальная электростанция Новой Зеландии, а также вторая в мире крупная геотермальная электростанция. Также в этом районе находятся Нга Ава Пуруа , где находится крупнейшая в мире геотермальная турбина мощностью 147 МВт [40] (хотя станция вырабатывает всего 140 МВт); и Охааки , где есть гиперболоидная градирня с естественной тягой высотой 105 метров : единственная в своем роде в Новой Зеландии. Значительное количество геотермальной электроэнергии также вырабатывается возле Каверау в восточной части залива Пленти, а небольшое количество вырабатывается возле Кайкохе в Нортленде .
Большая часть потенциала геотермальной энергии Новой Зеландии все еще остается неиспользованной: Геотермальная ассоциация Новой Зеландии оценивает установленную мощность (с использованием только существующих технологий) примерно в 3600 МВт. [41]
Ветер произвел 5% электроэнергии в 2020 году. Этот показатель снизился с 7% в 2016 году и 9% в 2015 году. По состоянию на конец 2020 года установленная мощность ветроэнергетики составляет 690 МВт. [42] Согласия были предоставлены для ветряных электростанций дополнительной мощностью 2500 МВт. [43]
Новая Зеландия обладает богатыми ветровыми ресурсами. Страна находится на пути « ревущих сороковых» , сильных и постоянных западных ветров, а также воронкообразного эффекта пролива Кука и ущелья Манавату, которые увеличивают потенциал этого ресурса. Эти эффекты делают остров Нижний Север основным регионом ветрогенерации. Около 70% нынешней установленной мощности страны находится в этом регионе, при этом некоторые турбины в этом районе имеют коэффициент мощности более 50%. [44]
Впервые электричество было получено с помощью ветра в Новой Зеландии в 1993 году с помощью демонстрационной турбины мощностью 225 кВт в пригороде Веллингтона в Бруклине. Первая коммерческая ветряная электростанция была создана в 1996 году — ветряная электростанция Хау Нуи , расположенная в 22 км (14 миль) к юго-востоку от Мартинборо, имела семь турбин и производила 3,85 МВт. Ветряная электростанция Тараруа была впервые введена в эксплуатацию в 1999 году с генерирующей мощностью 32 МВт, которая постепенно увеличивалась в течение следующих восьми лет до 161 МВт – крупнейшей ветряной электростанции в Новой Зеландии. Другие крупные ветряные электростанции включают Те Апити , Западный Ветер и Белый Холм .
Ветровая энергетика Новой Зеландии сталкивается с трудностями, типичными для других стран (неравномерная сила ветра, идеальные места, часто удаленные от зон спроса на электроэнергию). Ветряные электростанции Новой Зеландии обеспечивают в среднем коэффициент мощности 45% (другими словами, ветряные электростанции Новой Зеландии могут производить более чем вдвое больше средней энергии в периоды максимальной полезной силы ветра). Средняя мощность ветряной электростанции Тараруа немного выше этой. [22] Данные Управления по энергоэффективности и сохранению энергии Новой Зеландии показывают, что энергия ветра, как ожидается, будет работать на максимальной мощности около 4000 часов в год, что намного больше, чем, например, от 2000 часов (Германия) до 3000 часов (Шотландия, Уэльс). , Западная Ирландия) встречается в европейских странах. [22]
В 2020 году ископаемое топливо произвело 8 154 ГВт⋅ч (18,9% всей электроэнергии); 5 938 ГВт⋅ч по газу; 2159 ГВт⋅ч на угле; и 57 ГВт⋅ч из других источников. Общая совокупная установленная мощность в 2020 году составила 2334 МВт. Северный остров производит почти всю электроэнергию Новой Зеландии, работающую на ископаемом топливе. [19]
До 1950-х годов станции, работающие на ископаемом топливе, были небольшими и обычно работали на угле или его побочных продуктах, обеспечивая электричеством города, которые еще не были подключены к гидросистемам, и оказывая дополнительную поддержку таким схемам. Крупномасштабная угольная генерация началась в 1958 году на электростанции Меремер мощностью 210 МВт . Нефтяные станции, такие как Отахуху A, Marsden A&B и Нью-Плимут, были введены в эксплуатацию в конце 1960-х - начале 1970-х годов. Открытие природного газа у побережья Таранаки и нефтяной кризис 1970-х годов привели к тому, что нефтяные станции были переведены на газ или законсервированы, в то время как газовые станции получили распространение, особенно в Таранаки и Окленде, вплоть до 2000-х годов. Только в последние годы уголь вернулся, поскольку газ Таранаки медленно истощается.
Сегодня в Новой Зеландии есть три крупные станции, работающие на ископаемом топливе. Небольшие промышленные генераторы, работающие на газе и угле, можно найти по всей Новой Зеландии, особенно в Окленде, Вайкато, Заливе Пленти и Таранаки. Электростанция Хантли компании Genesis Energy на севере Вайкато является крупнейшей электростанцией Новой Зеландии: с 1000 МВт генераторов, работающих на угле и газе, и 435 МВт генераторов, работающих только на газе, она обеспечивает около 17% электроэнергии страны. [45] В Таранаки в Стратфорде есть газовая электростанция (585 МВт). Уиринаки — это дизельная станция мощностью 155 МВт к северу от Нейпира , обеспечивающая резервную выработку электроэнергии в периоды, когда генерация недоступна по другим причинам, например, когда электростанции выходят из строя или в засушливые сезоны, когда вода для производства гидроэлектроэнергии ограничена.
По состоянию на 2021 год ни одна из производителей электроэнергии, похоже, не будет участвовать в строительстве каких-либо новых электростанций, работающих на ископаемом топливе . Есть только одна предлагаемая тепловая станция с согласием на ресурсы: электростанция Вайкато компании Todd Energy мощностью 380 МВт. [46]
По состоянию на конец декабря 2023 года в Новой Зеландии насчитывалась 56 041 подключенная к сети фотоэлектрическая (ФЭ) установка мощностью 365 МВт, из которых 105 МВт были установлены за предыдущие 12 месяцев. [47]
Новая Зеландия обладает большими энергетическими ресурсами океана , но пока не производит из них никакой энергии. В 2007 году ТВНЗ сообщил, что в настоящее время в разработке находится более 20 проектов волновой и приливной энергетики . [48] Однако об этих проектах имеется не так много публичной информации. Ассоциация волновой и приливной энергии Аотеароа была основана в 2006 году с целью «способствовать освоению морской энергии в Новой Зеландии». Согласно их последнему информационному бюллетеню, [49] у них 59 членов. Однако ассоциация не перечисляет этих членов и не предоставляет каких-либо подробностей о проектах. [50]
С 2008 по 2011 год правительственное Управление по энергоэффективности и энергосбережению ежегодно выделяло 2 миллиона долларов из Фонда использования морской энергии, созданного для поощрения использования этого ресурса. [51]
.jpg/1280px-Plan_for_a_nuclear_power_plant_on_Kaipara_Harbour_(32399602397).jpg){kind=spacer}
Большой пролив Кука и гавань Кайпара , похоже, представляют собой наиболее перспективные места для использования подводных турбин. Было получено два разрешения на использование ресурсов для пилотных проектов в самом проливе Кука и в проливе Тори , а также разрешение на установку до 200 приливных турбин на приливной электростанции Кайпара . Другие потенциальные места включают гавани Манукау и Хокианга , а также Те-Аумити/Французский перевал . В гаванях возникают течения до 6 узлов с приливными потоками до 100 000 кубических метров в секунду. Эти приливные объемы в 12 раз превышают потоки крупнейших рек Новой Зеландии.
Хотя в Новой Зеландии действует безъядерное законодательство , оно распространяется только на корабли с ядерными двигателями, ядерные взрывные устройства и радиоактивные отходы. [52] [53] Законодательство не запрещает строительство и эксплуатацию атомной электростанции.
Единственным значительным предложением по строительству атомной электростанции в Новой Зеландии была электростанция Ойстер-Пойнт в гавани Кайпара недалеко от Каукапакапы к северу от Окленда. В период с 1968 по 1972 год планировалось построить на этой площадке четыре реактора мощностью 250 МВт. К 1972 году от этих планов отказались, поскольку открытие газового месторождения Мауи означало, что не было немедленной необходимости приступать к ядерной программе. [52] Королевская комиссия по производству атомной энергии в Новой Зеландии была создана в 1976 году и отчиталась перед правительством в апреле 1978 года. Комиссия пришла к выводу, что в Новой Зеландии нет непосредственной необходимости в ядерной энергетике, но она может быть экономически возможна в начало 21 века. [54]
Национальная сеть передачи электроэнергии Новой Зеландии соединяет генерирующие мощности с центрами спроса, которые часто находятся на расстоянии более 150 км (93 миль) друг от друга. Национальная сеть принадлежит, управляется и обслуживается государственным предприятием Transpower New Zealand . Сеть включает в себя 10 969 километров (6 816 миль) трасс высоковольтных линий и 178 подстанций. [55]
Первые крупные линии электропередачи были построены в 1913–1914 годах, соединив гидростанцию Хорахора с Вайкино и гидростанцию Кольриджа с Аддингтоном в Крайстчерче. В межвоенные годы произошло первое крупное строительство национальной сети линий 110 кВ, соединяющих города с гидроэлектростанциями. К 1940 году сеть передачи простиралась от Фангареи до Веллингтона на Северном острове и от Крайстчерча до Греймута и Инверкаргилла на Южном острове. Нельсон и Мальборо были последними крупными регионами, присоединившимися к национальной сети в 1955 году. Сеть 220 кВ возникла в начале 1950-х годов, соединив плотины реки Вайкато с Оклендом и Веллингтоном, а также плотину Роксбург с Крайстчерчем. Два острова были соединены межостровной линией высокого напряжения постоянного тока в 1965 году. Первая линия электропередачи напряжением 400 кВ была построена между плотиной Вакамару на реке Вайкато и подстанцией Браунхилл к востоку от Окленда в 2012 году, но в настоящее время она работает на напряжении 220 кВ.
Основой энергосистемы каждого острова является сеть линий электропередачи напряжением 220 кВ. Эти линии соединяют крупные города и энергопотребителей с крупными электростанциями. Линии электропередачи меньшей мощности 110 кВ и 66 кВ соединяют небольшие города и небольшие электростанции и подключаются к основной сети 220 кВ через точки соединения на крупных передающих подстанциях. Эти станции включают Отахуху и Пенроуз в Окленде, Вакамару , Вайракей и Банниторп в центральной части Северного острова, Хейвордс в Веллингтоне, Ислингтон и Бромли в Крайстчерче, а также Твизел и Бенмор в долине Вайтаки. [55]
Инвестиции в новую трансмиссию регулируются Комиссией по торговле. В пресс-релизе в январе 2012 года Комиссия по торговле сообщила, что Transpower планирует инвестировать 5 миллиардов долларов в течение следующих 10 лет в модернизацию критически важной инфраструктуры. [56]
С 2006 года Transpower потратила почти 2 миллиарда долларов на усиление поставок в Окленд и его окрестности. В 2012 году было завершено строительство линии электропередачи напряжением 400 кВ, которая соединила Вакамару с подстанцией Браунхилл в Уитфорде, к востоку от Окленда, а кабели на 220 кВ соединили Браунхилл с Пакурангой . В 2014 году был введен в эксплуатацию новый кабель на 220 кВ между Пакурангой и Олбани (через Пенроуз, Хобсон-стрит и Вайрау-роуд), образуя второй высоковольтный маршрут между северным и южным Оклендом.
Межостровная схема HVDC является единственной в Новой Зеландии системой постоянного тока высокого напряжения (HVDC), которая соединяет сети Северного и Южного острова вместе.
Линия соединяет преобразовательную подстанцию Южного острова на плотине Бенмор на юге Кентербери с преобразовательной подстанцией Северного острова на подстанции Хейвордс в долине Хатт через 572 километра (355 миль) воздушных биполярных линий высокого напряжения постоянного тока и 40 километров (25 миль) подводных кабелей. через пролив Кука . [55]
Линия высокого напряжения постоянного тока была введена в эксплуатацию в 1965 году как биполярная схема высокого напряжения постоянного тока ± 250 кВ, мощностью 600 МВт с использованием преобразователей с ртутно-дуговыми клапанами и первоначально была разработана для передачи избыточной гидроэлектроэнергии Южного острова на север, к более густонаселенному Северному острову. В 1976 году система управления исходной схемы была модифицирована, чтобы обеспечить возможность передачи электроэнергии в обратном направлении, от Хейворда к Бенмору, что позволило Южному острову получить доступ к тепловой генерации Северного острова в засушливые периоды. [57]
В 1992 году первоначальное ртутно-дуговое оборудование было подключено параллельно для создания одного полюса (Полюс 1), а рядом с ним был введен в эксплуатацию новый полюс на тиристорной основе (Полюс 2). Линии электропередачи и подводные кабели также были модернизированы, чтобы удвоить максимальную мощность линии до 1240 МВт. Оборудование ртутно-дугового преобразователя было частично выведено из эксплуатации в 2007 году и полностью выведено из эксплуатации в августе 2012 года. 29 мая 2013 года были введены в эксплуатацию новые тиристорные преобразовательные станции (известные как «Полюс 3») для замены ртутных дуговых преобразователей. Дальнейшие работы на опоре 2 довели к концу года мощность линии до 1200 МВт. [58]
Электроэнергия из национальной сети Transpower распределяется между местными сетевыми компаниями и крупными промышленными потребителями через 180 точек выхода из сети (GXP) в 147 местах. Крупные промышленные компании, такие как New Zealand Steel в Гленбруке, Тасманский целлюлозно-бумажный комбинат в Каверау, алюминиевый завод Tiwai Point недалеко от Блаффа и KiwiRail для электрификации переменного тока напряжением 25 кВ в Окленде и центральной части Северного острова, получают питание непосредственно от подстанций Transpower. а не местные сети компаний местных линий.
Распределением электроэнергии местным потребителям управляет одно из 29 электрораспределительных предприятий (ЭРА). Каждый ЕАБР обслуживает определенные географические регионы. 29 предприятий по распределению электроэнергии сильно различаются по масштабу: от Buller Electricity с 4757 клиентскими связями и нормативной базой активов в размере 33 миллионов долларов США до Vector с 593 440 клиентскими подключениями и нормативной базой активов в размере 3645 миллионов долларов США. [59]
В большинстве районов компания местных линий управляет подсетью электропередачи, соединяя точку выхода из сети электропередачи с зональными подстанциями. На зональной подстанции (или на GXP, если нет подсети) напряжение понижается до напряжения распределения. Трехфазное распределение доступно во всех городских и большинстве сельских районах. Одно- или двухфазное распределение с использованием только двух фаз или однопроводные системы возврата на землю используются в отдаленных и отдаленных сельских районах с небольшими нагрузками. Местные распределительные трансформаторы , монтируемые на столбе или на земле, понижают электроэнергию с распределительного напряжения до напряжения сети Новой Зеландии 230/400 вольт (фаза-земля/фаза-фаза).
Подпередача обычно составляет 33 кВ, 50 кВ, 66 кВ или 110 кВ, хотя в некоторых частях Оклендского перешейка используется подпередача 22 кВ. Распределение обычно осуществляется на 11 кВ, хотя в некоторых сельских районах и городских районах с высокой плотностью населения используется распределение 22 кВ, а в некоторых городских районах (например, Данидин) используется распределение 6,6 кВ.
По состоянию на 31 марта 2022 года 29 EDB вместе имели 11 825 км (7 348 миль) линий и кабелей подпередачи и 145 659 км (90 508 миль) распределительных и низковольтных линий и кабелей. Было 1305 зональных трансформаторов подстанций, 197724 распределительных трансформатора и 1370759 опор электропередач. [59]
Предприятия по распределению электроэнергии являются естественными монополиями и подлежат регулированию в соответствии с Частью 4 Закона о торговле 1986 года . [60] В Гонконге и Корее действуют два основных механизма регулирования; регулирование раскрытия информации и регулирование цены и качества.
Каждый год Комиссия по торговле требует от ЕАБР публиковать финансовую информацию, включая финансовую отчетность, прогнозы будущих расходов и цены, а также информацию о производительности, включая отключения и перебои. [61] Комиссия по торговле публикует анализ раскрываемой информации, чтобы помочь отраслевым аналитикам и представителям общественности понять и сравнить эффективность EDB. [62]
Правила соотношения цены и качества устанавливают максимальный доход или максимальную среднюю цену, которую ЕАБР может взимать с потребителей, а также стандарты качества, которым они должны соответствовать, обычно измеряемые частотой и продолжительностью отключений электроэнергии. [63] ЕАБР, не соблюдающие эти стандарты, могут получить публичное предупреждение, а повторные нарушения могут привести к судебному преследованию. В марте 2020 года Aurora Energy была оштрафована почти на 5 миллионов долларов после четырех лет подряд за несоответствие требуемым стандартам качества, что во многом является результатом исторического недостаточного инвестирования в обновление и обслуживание сети. [64] [65]
Регулированию «цена-качество» на период 2020–2025 годов подлежат следующие ЕАБР: [66]
Следующие ЕАБР соответствуют критериям «потребительского» бизнеса и освобождены от регулирования «цена-качество»: [67]
Распределительные компании обеспечивают поставку при номинальном напряжении 230 В ± 6 % для однофазного и 400 В ± 6 % для трехфазного питания, за исключением кратковременных колебаний, в соответствии с Правилами электротехники (безопасности) 2010 года. [68] Переменный ток вилки питания (штекер) и розетки (гнездо) соответствуют согласованному австралийскому и новозеландскому стандарту AS/NZS 3112 , который также используется на Фиджи , Тонге , Соломоновых Островах , Папуа-Новой Гвинее и некоторых других островных странах Тихого океана.
В Новой Зеландии используется вариант системы заземления TN-CS , известный как многозаземленная нейтраль (MEN). Каждое помещение потребителя должно иметь собственный заземляющий электрод, который подключается к шине защитного заземления в главном распределительном щите . Нейтральный провод соединяется с землей на распределительном трансформаторе и внутри главного распределительного щита каждого потребителя с помощью электрического разъема между нейтральной шиной и шиной защитного заземления, известного как линия MEN. [69]
В 2019 году Новая Зеландия потребила 39 950 ГВт⋅ч электроэнергии. Промышленность потребляла 38% этой суммы, сельское хозяйство 6%, торговля 24% и жилищное строительство 31%. [70] По состоянию на 31 мая 2021 года к национальной электросети было подключено 2 210 593 человека. [71]
Самый высокий пиковый спрос, зарегистрированный в Новой Зеландии, составил 7100 МВт, зафиксированный с 18:00 до 18:30 9 августа 2021 года. [72] Предыдущий рекорд составлял 6924 МВт, зафиксированный с 18:00 до 18:30 29 июня 2021 года. [73] [74]
В 2021 году потребление электроэнергии в Новой Зеландии составило 40 тераватт-часов (ТВ⋅ч), что означает небольшой рост на 0,2% с 2010 года. Лидирует промышленный сектор с 44% общего потребления, за ним следуют жилые здания с 33% и здания сферы услуг. на уровне 23%. Доля транспорта была минимальной – всего 0,2% от общего потребления. [5]
Крупнейшим потребителем электроэнергии в Новой Зеландии является алюминиевый завод Тивай-Пойнт в Саутленде, который может потреблять до 640 мегаватт электроэнергии и ежегодно потребляет около 5400 ГВт⋅ч. По сути, электростанция в Манапури используется заводом в качестве специального генератора энергии для ее снабжения. [75] Другие крупные промышленные потребители включают целлюлозно-бумажный комбинат Тасман в Каверау (потребность 175 МВт) и завод Glenbrook компании New Zealand Steel (потребность 116 МВт). [76]
Другими крупными потребителями являются города, включая Окленд , крупнейший город страны, потребляющий до 1722 МВт и потребляющий 8679 ГВт⋅ч в 2010–2011 годах. [77] Веллингтон, Крайстчерч, Гамильтон и Данидин также являются крупными потребителями, наряду с другими крупными центрами спроса, включая Фангареи-Марсден-Пойнт, Тауранга, Нью-Плимут, Нейпир-Гастингс, Палмерстон-Норт, Нельсон, Эшбертон, Тимару-Темука и Инверкаргилл. [76]
Общее потребление электроэнергии в жилых домах в 2020 году составило около 12,9 ТВт⋅ч. [78]
Среднегодовое потребление домохозяйств демонстрирует в целом тенденцию к снижению в период с 2006 по 2021 год. Среднегодовые расходы домохозяйств на электроэнергию были относительно стабильными в реальном выражении, увеличившись примерно на 11% за тот же период. В 2021 году среднегодовое потребление в жилых домах составило 7223 кВт⋅ч на семью, [79] варьируясь от 5938 кВт⋅ч на семью на Западном побережье до 8467 кВт⋅ч на семью в Саутленде . [80] Среднегодовые расходы домохозяйств в 2021 году составили 2121 доллар США. [79]
Производство электроэнергии составляет примерно одну треть стоимости розничной электроэнергии, а совокупная стоимость передачи и распределения составляет чуть менее трети. Баланс включает розничную наценку, сборы и НДС . [81]
Большинство розничных потребителей имеют срочные контракты со своими розничными продавцами электроэнергии, но некоторые используют условия предоплаты. Клиенты могут выбрать предоплату, чтобы помочь им управлять расходами, но другие могут быть вынуждены сделать предоплату, потому что они считаются подверженными кредитному риску или имеют историю отключений из-за неоплаченных счетов. Затраты на электроэнергию при предоплате обычно выше, чем при срочном контракте. Более высокие затраты на электроэнергию по предоплате могут вызывать серьезную озабоченность, поскольку исследования, проведенные в Новой Зеландии и других странах, показывают, что домохозяйства, получающие предоплату, с большей вероятностью не смогут позволить себе адекватно обогреть свои дома. [82]
Потребители электроэнергии, подключенные к сети, имеют выбор розничного поставщика. По состоянию на 31 июля 2021 года в Управлении электроэнергетики было зарегистрировано 40 розничных продавцов электроэнергии, хотя только у 13 розничных продавцов было более 10 000 клиентов. В пятерку крупнейших ритейлеров по количеству индивидуальных потребительских связей вошли Contact Energy, Genesis Energy, Mercury Energy, Trustpower и Meridian Energy. [71] Эти пять крупнейших ритейлеров также являются генерирующими компаниями. Управление по электроэнергетике финансирует службу сравнения цен, управляемую Consumer New Zealand , чтобы помочь бытовым потребителям сравнить цены, предлагаемые различными розничными торговцами, и оценить преимущества смены поставщиков. [83] Число клиентов, меняющих поставщиков, значительно возросло за последние два десятилетия: с 11 266 в месяц в январе 2004 года до 38 273 в месяц в мае 2021 года. [84]
Регулирование нагрузки , особенно бытовых электрических водонагревателей, было и остается основным инструментом для предприятий по распределению электроэнергии. Потребителям предлагается более низкий тариф либо в целом, либо только для контролируемой нагрузки в обмен на разрешение ЕАБР отключать контролируемую нагрузку в часы пик. Выключение и включение управляемой нагрузки обычно достигается путем пульсационного управления, при котором ЭБР посылает звуковой сигнал по линиям электропередачи для срабатывания реле в помещении каждого потребителя. По оценкам, в 2018 году можно было контролировать нагрузку до 986 МВт. [85]
Интеллектуальные счетчики широко используются в Новой Зеландии для замены бытовых счетчиков электроэнергии старого поколения. К 2016 году было установлено более 1,5 миллиона интеллектуальных счетчиков, что составляет 70% домов. [86] На ранних этапах установки интеллектуальных счетчиков в 2009 году комиссар парламента по окружающей среде (PCE) раскритиковал это внедрение на том основании, что возможности развертываемых систем учета были слишком ограничены и не будут достаточно эффективными. обеспечить будущие выгоды для потребителей и окружающей среды. В обновленном отчете за 2013 год PCE заявило: [87]
Внедрение электронных счетчиков в Новой Зеландии является необычным на международном уровне, поскольку оно в значительной степени было оставлено на усмотрение рынка. В других странах регулирующие органы гораздо активнее участвовали в определении того, на что способны эти счетчики. В Новой Зеландии розничным продавцам пришлось самим выбирать, какие функции будут иметь счетчики. Возможность этих счетчиков обеспечить более широкий спектр преимуществ при небольших дополнительных затратах была утеряна.
Большинство интеллектуальных счетчиков установлено розничными торговцами электроэнергией. Розничные услуги, которые стали доступны после внедрения интеллектуальных счетчиков, включая цены по времени использования. Некоторые розничные торговцы предлагают тариф, соответствующий спотовой цене на оптовом рынке электроэнергии, а другие предложения включают бесплатный «час электроэнергии» и услугу предоплаты через Интернет. [86]
К 2022 году установка почти 2 миллионов интеллектуальных счетчиков успешно охватила большинство из 2,26 миллиона потребителей электроэнергии Новой Зеландии. [5]
В соответствии с правилами раскрытия информации Transpower и все 29 ЕАБР обязаны сообщать о продолжительности, частоте и причинах отключений электроэнергии. Продолжительность и частота отключений обычно выражаются в SAIDI (средний индекс продолжительности перерывов в системе) и SAIFI (средний индекс частоты перерывов в системе). За год до 31 марта 2020 года 29 ЕАБР сообщили о SAIDI незапланированных простоев в размере 130,35 минут и SAIFI 1,76, а также SAIDI плановых простоев в размере 78,85 минут и SAIFI 0,37. [59] Это эквивалентно тому, что у среднего потребителя происходит незапланированное отключение электроэнергии продолжительностью один с четвертью часа каждые семь месяцев, а также плановое отключение электроэнергии продолжительностью чуть более 3,5 часов каждые 32–33 месяца.
К основным отключениям электроэнергии относятся:
Национальная электросеть Новой Зеландии охватывает большую часть Северных и Южных островов. Есть также ряд прибрежных островов, которые подключены к национальной сети. Остров Вайхеке , самый густонаселенный прибрежный остров Новой Зеландии, снабжается подводными кабелями из Мараэтая . [77] [98] Остров Арапаоа и остров Д'Юрвиль , оба в проливе Мальборо , снабжаются через воздушные пролеты через Канал Тори и Французский перевал соответственно.
Однако многие прибрежные острова и некоторые части Южного острова не подключены к национальной сети и используют независимые системы генерации, главным образом из-за сложности строительства линий из других районов. Распространенным решением является производство электроэнергии на дизельном топливе с использованием двигателей внутреннего сгорания. Дизельное топливо, подходящее для генераторов, легко доступно по всей стране на заправочных станциях – дизельное топливо не облагается налогом на заправке в Новой Зеландии, и вместо этого автомобили с дизельным двигателем платят сборы с пользователей дорог в зависимости от их общего тоннажа и пройденного расстояния.
К изолированным территориям с независимой генерацией относятся:
Многие другие схемы существуют на прибрежных островах, где есть постоянное или временное жилье, в основном генераторы или небольшие возобновляемые системы. Примером может служить рейнджерская/исследовательская станция на острове Литтл-Барьер , где двадцать фотоэлектрических панелей мощностью 175 Вт обеспечивают основу для местных нужд, а также дизельный генератор для резервного копирования. [99]
Энергетический сектор не получит распределения NZU, поскольку он сможет переложить расходы по своим обязательствам ETS на своих клиентов.