Электроэнергетический сектор Новой Зеландии использует в основном возобновляемую энергию , такую как гидроэнергетика , геотермальная энергия и все больше энергии ветра . По состоянию на 2021 год страна вырабатывала 81,2% своей электроэнергии из возобновляемых источников. Стратегия электрификации проводится с целью повышения проникновения возобновляемых источников энергии и сокращения выбросов парниковых газов (ПГ) во всех секторах экономики. В 2021 году потребление электроэнергии достигло 40 тераватт-часов (ТВт⋅ч), что на 0,2% больше по сравнению с уровнем потребления в 2010 году. [5]
Энергетическая стратегия Новой Зеландии на 2011–2021 годы нацелена 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 субъектов в секторе электроэнергетики. Сюда входят независимые регуляторы, Управление по электроэнергетике и Комиссия по торговле , которые отвечают за регулирование сектора. Кроме того, агент Короны, Агентство по энергоэффективности и энергосбережению, занимается продвижением и управлением программами по повышению эффективности электроэнергии. [5]
В Новой Зеландии электричество впервые было выработано на заводах для внутреннего использования. Первая электростанция, где электроэнергия передавалась в удаленное место, была построена в Буллендейле в Отаго в 1885 году для обеспечения электроэнергией двадцатиштамповой батареи на руднике Феникс. Завод использовал воду из близлежащего ручья Скипперс-Крик , притока реки Шотовер . [7] [8]
Рифтон на Западном побережье стал первым электрифицированным городом в 1888 году после ввода в эксплуатацию электростанции Рифтон , в то время как первая крупная электростанция — электростанция Хорахора — была построена для золотых рудников Вайхи в Хорахоре на реке Вайкато . Это создало прецедент, который должен был доминировать в производстве электроэнергии в Новой Зеландии , причем гидроэнергетика стала и оставалась доминирующим источником. [9] С 1912 по 1918 год Департамент общественных работ выдавал лицензии многим местным электростанциям. [10] К 1920 году насчитывалось 55 государственных предприятий, с общей генерирующей мощностью 45 мегаватт . [11]
Ранние государственные электроснабжающие организации использовали различные стандарты напряжения и тока . Трехфазная система 230/400 вольт 50 герц была выбрана в качестве национального стандарта в 1920 году. [12] В то время 58,6% генерирующих мощностей страны использовали трехфазную систему 50 Гц ; 27,1% использовали системы постоянного тока , а 14,3% использовали другие стандарты переменного тока . [11]
В то время как промышленное использование быстро набирало обороты, только государственные программы в первых двух третях 20-го века также привели к сильному росту частного спроса. Сельские районы были особыми бенефициарами субсидий для систем электросетей, где поставка обеспечивалась 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 дефицит начал возникать с 1936 года, хотя большое количество новых электростанций, построенных в 1950-х годах, позволило снова наверстать упущенное. [9]
После того, как масштабные строительные программы создали существенный запас энергии, не зависящий от международных цен на ископаемое топливо, Новая Зеландия стала менее экономной в своем использовании энергии. В то время как в 1978 году ее потребление энергии на единицу экономической продукции колебалось около среднего показателя всех стран ОЭСР , в 1980-х годах Новая Зеландия значительно отстала, увеличив свое потребление энергии на единицу экономики более чем на 25%, в то время как другие страны медленно снижали свои уровни потребления энергии. На основании этого экономического сравнения, в 1991 году страна была второй по наименьшей энергоэффективности из 41 страны ОЭСР. [13]
Все энергетические активы правительства изначально находились в ведении Департамента общественных работ . С 1946 года управление генерацией и передачей перешло в ведение нового департамента, Государственного гидроэнергетического департамента (SHD), переименованного в 1958 году в Департамент электроэнергии Новой Зеландии (NZED). В 1978 году Отдел электроэнергии Министерства энергетики взял на себя ответственность за генерацию, передачу электроэнергии, консультирование по вопросам политики и регулирование. [14] Распределение и розничная торговля были обязанностью местных советов по электроснабжению (EPB) или муниципальных департаментов электроэнергии (MED).
Электрогенерация Новой Зеландии, ранее принадлежавшая государству , как и в большинстве стран, была акционирована, дерегулирована и частично распродана в течение последних двух десятилетий двадцатого века, следуя типичной для западного мира модели . Однако большая часть секторов генерации и розничной торговли, а также весь сектор передачи остаются в государственной собственности как государственные предприятия .
Четвертое лейбористское правительство акционировало Электроэнергетическое подразделение как государственное предприятие в 1987 году, как Электроэнергетическую корпорацию Новой Зеландии (ECNZ), которая некоторое время торговала как Electricorp. Четвертое национальное правительство пошло дальше с Законом об энергетических компаниях 1992 года, требуя, чтобы EPB и MED стали коммерческими компаниями, отвечающими за распределение и розничную продажу.
В 1994 году бизнес ECNZ по передаче электроэнергии был выделен в Transpower . В 1996 году ECNZ снова разделился, и был сформирован новый отдельный бизнес по генерации, Contact Energy . Четвертое национальное правительство приватизировало Contact Energy в 1999 году. Закон о реформе электроэнергетической отрасли 1998 года потребовал разделения собственности между линиями и энергетическим бизнесом (генерация или поставка). В результате большинство бывших советов по электроснабжению и муниципальных департаментов электроснабжения создали предприятия по распределению электроэнергии и продали свои предприятия по розничной продаже электроэнергии, 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 (теперь Mercury Energy ), Genesis Energy и Meridian Energy ), а второстепенные активы были проданы. MBIE опубликовал хронологию реформ до 2015 года. [16]
Электроэнергетический сектор Новой Зеландии разделен на шесть отдельных частей:
Возобновляемые источники энергии генерируют большую часть электроэнергии в стране, например, в 2013 году доля новозеландской энергетической отрасли составила 75%. [19] Пятое лейбористское правительство Новой Зеландии поставило перед собой цель увеличить этот показатель до 90% к 2025 году, [20] а последующее Пятое национальное правительство поставило приоритет надёжности поставок. [21]
Лейбористское правительство Новой Зеландии ввело ряд мер в 2000-х годах в рамках видения Новой Зеландии как страны с нулевым уровнем выбросов углерода к 2020 году [22] [23] и намеревалось взимать сборы за выбросы парниковых газов с 2010 года и далее, которые будут добавляться к ценам на электроэнергию 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 по процентному содержанию биотоплива [25] , запрет на строительство новых электростанций, работающих на ископаемом топливе [26], и запрет на будущие продажи ламп накаливания [27] .
С 1 января 2010 года энергетический сектор был обязан отчитываться о выбросах парниковых газов в соответствии с Новозеландской схемой торговли выбросами (NZETS). С 1 июля 2010 года энергетический сектор имел формальные обязательства по соблюдению требований покупать и сдавать одну единицу выбросов за каждые две тонны заявленных выбросов. По состоянию на декабрь 2011 года в NZETS было 78 энергетических компаний, в обязательном порядке зарегистрированных, и пять добровольных участников. [28] Компании энергетического сектора в NZETS не получают бесплатного распределения единиц выбросов, и ожидается, что они переложат на своих клиентов расходы на покупку единиц выбросов. [29]
В апреле 2013 года Лейбористская партия и Партия зеленых заявили, что если они победят на всеобщих выборах 2014 года, они введут единого покупателя электроэнергии, похожего на Pharmac (единый покупатель фармацевтических препаратов в Новой Зеландии), чтобы сократить розничные цены. [30] Правительство ответило, назвав это «экономическим вандализмом», сравнив его с Советским Союзом , [31] но сопредседатель партии зеленых Рассел Норман сказал, 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 устанавливает цели по достижению 90% возобновляемой генерации электроэнергии к 2025 году, с намерением достичь 100% к 2030 году. Это также поддерживается Планом по сокращению выбросов, который направлен на то, чтобы 50% общего конечного потребления энергии в стране (TFEC) к 2035 году было получено из возобновляемых источников, что поощряет широкомасштабную электрификацию в различных секторах. [5]
Сформированный в апреле 2018 года Временный комитет по изменению климата Новой Зеландии подчеркнул важность электрификации транспорта и промышленного отопления в своем отчете «Ускоренная электрификация» за апрель 2019 года. В ответ правительство запустило Фонд зеленого инвестиционного финансирования (GIDI) в размере 70 миллионов новозеландских долларов для содействия переходу от угля и газа к более чистой электроэнергии и биомассе для основных потребителей энергии. Эта инициатива, направленная на сокращение выбросов, признает, что она одновременно повысит энергоэффективность и приведет к повышению спроса на электроэнергию. [5]
Электроэнергия продается оптом на спотовом рынке . Управление рынком осуществляется несколькими поставщиками услуг по соглашениям с Управлением по электроэнергетике . [34] Физическое управление рынком осуществляется Transpower в качестве системного оператора.
Генераторы подают предложения (ставки) через оптовую информационную и торговую систему (WITS). Каждое предложение охватывает будущий получасовой период (называемый торговым периодом) и является предложением о создании определенного количества в это время в обмен на назначенную цену. Платформа системы WITS управляется NZX . [ 35] Системный оператор (Transpower) использует систему планирования, ценообразования и диспетчеризации (SPD) для ранжирования предложений, поданных через WITS, в порядке цены и выбирает комбинацию предложений (ставок) с наименьшей стоимостью для удовлетворения спроса. [36]
Принцип рыночного ценообразования известен как экономическая диспетчеризация на основе ставок с ограничением по безопасности и узловыми ценами .
Самая высокая цена, предлагаемая генератором для удовлетворения спроса в течение 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 гидроэлектростанции и притоки ниже среднего). Спотовые цены также могут значительно различаться в зависимости от местоположения, отражая электрические потери и ограничения в системе передачи (например, более высокие цены в местах, удаленных от генерирующих станций).
В 2020 году Новая Зеландия выработала 42 858 гигаватт-часов (ГВт·ч) электроэнергии, из которых 56% приходится на гидроэлектроэнергию. Установленная генерирующая мощность Новой Зеландии (все источники) по состоянию на декабрь 2020 года составляла 9 758 мегаватт (МВт) за счет гидроэлектроэнергии, природного газа , геотермальной энергии , ветра, угля, нефти и других источников (в основном биогаза, отработанного тепла и древесины). [1]
Гидроэлектростанции вырабатывают большую часть электроэнергии Новой Зеландии, в 2020 году гидроэлектростанциями было выработано 24 066 ГВт⋅ч — 56% электроэнергии, выработанной Новой Зеландией в том году. Общая установленная мощность гидроэлектростанций составляет 5 434 МВт по состоянию на конец 2020 года. [1]
На Южном острове есть три основных гидроэлектростанции: Waitaki , Clutha и Manapouri . Схема Waitaki состоит из трех отдельных частей — первоначальные электростанции Waitaki и Tekapo A (1936 и 1951 гг. соответственно), развитие Lower Waitaki 1960-х годов, состоящее из Benmore и Aviemore , и развитие Upper Waitaki 1970–80-х годов, состоящее из Tekapo B и Ōhau A, B и C. В общей сложности девять электростанций вырабатывают приблизительно 7600 ГВт⋅ч в год, около 18% электроэнергии Новой Зеландии [37] и более 30% всей ее гидроэлектроэнергии. [38] Электростанция Manapouri — единственная подземная электростанция в Фьордленде и крупнейшая гидроэлектростанция в стране. Максимальная генерирующая мощность составляет 730 МВт, а выработка электроэнергии составляет 4800 ГВт⋅ч в год, в основном для алюминиевого завода Tiwai Point около Инверкаргилла . Как Waitaki, так и Manapouri эксплуатируются компанией Meridian Energy. На схеме Clutha River есть две электростанции, эксплуатируемые компанией Contact Energy: Clyde Dam (464 МВт, введена в эксплуатацию в 1992 году) и Roxburgh Dam (320 МВт, введена в эксплуатацию в 1962 году).
На Северном острове есть две основные схемы: Тонгариро и Вайкато. Схема электростанции Тонгариро состоит из воды, забираемой из водосборов рек Уонгаеху, Рангитикей, Уонгануи и Тонгариро, проходящей через две электростанции (Токаану и Рангипо) перед тем, как попасть в озеро Таупо . Схема эксплуатируется компанией Genesis Energy и имеет установленную мощность 360 МВт. Схема реки Вайкато , эксплуатируемая компанией 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 в значительной степени сформировали внутренние районы Новой Зеландии. Такие города, как Мангакино , Туранги , Твизел и Отематата, изначально были основаны для рабочих, строящих гидроэлектростанции, и их семей. Водохранилища гидроэлектростанций озера Руатанива и озера Карапиро являются гребными площадками мирового класса, причем последнее принимало чемпионаты мира по гребле 1978 и 2010 годов . Другие проекты сформировали политическую Новую Зеландию. В 1970-х годах первоначальные планы по поднятию озера Манапури для станции Манапури были отменены после крупных протестов. Позже, в 1980-х годах, были протесты против создания озера Данстан за плотиной Клайд, которое затопило бы ущелье Кромвель и часть поселка Кромвель , уничтожив множество фруктовых садов и главную улицу Кромвеля. Однако проект был одобрен, и озеро Данстан было заполнено в 1992–93 годах.
Выработка гидроэлектроэнергии оставалась относительно стабильной с 1993 года — единственным крупным проектом в области гидроэнергетики с тех пор стало завершение строительства второго отводящего тоннеля Манапури в 2002 году, что увеличило выходную мощность станции с 585 МВт до максимальной постоянной мощности 850 МВт, хотя из-за условий согласия на ресурсы максимальная выработка ограничена 800 МВт. [39] По состоянию на декабрь 2011 года никаких крупных новых гидроэнергетических проектов не было, но есть предложения по дальнейшему развитию на реках Вайтаки и Клута, а также на западном побережье Южного острова.
Новая Зеландия расположена на Тихоокеанском огненном кольце , поэтому имеет благоприятную геологию для геотермальной энергетики . Геотермальные поля расположены по всей Новой Зеландии, но в настоящее время большая часть геотермальной энергии вырабатывается в вулканической зоне Таупо — области 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% от выработки электроэнергии в стране в том году. [19]
Большая часть геотермальной энергии Новой Зеландии вырабатывается к северу от озера Таупо . Здесь вырабатывают электроэнергию восемь станций, включая Wairakei Power Station , старейшую (1958) и крупнейшую (176 МВт) геотермальную электростанцию Новой Зеландии, а также вторую по масштабам геотермальную электростанцию в мире. Также в этом районе находятся Nga Awa Purua , где находится самая большая в мире геотермальная турбина мощностью 147 МВт [40] (хотя станция вырабатывает только 140 МВт); и Ohaaki , где есть 105-метровая гиперболоидная градирня с естественной тягой : единственная в своем роде в Новой Зеландии. Значительное количество геотермальной электроэнергии также вырабатывается около Каверау в восточной части залива Пленти, и небольшое количество вырабатывается около Кайкохе в Нортленде .
Большая часть геотермального энергетического потенциала Новой Зеландии все еще остается неиспользованной, при этом Новозеландская геотермальная ассоциация оценивает установленную мощность (используя только существующие технологии) примерно в 3600 МВт. [41]
Ветроэнергетика выработала 5% электроэнергии в 2020 году. Это ниже, чем 7% в 2016 году и 9% в 2015 году. По состоянию на конец 2020 года ветроэнергетика составляла 690 МВт установленной мощности. [42] Были выданы разрешения на строительство ветровых электростанций с 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 увеличивают потенциал ресурса. Эти эффекты делают Нижний Северный остров основным регионом для ветрогенерации. Около 70% текущей установленной мощности страны находится в этом регионе, при этом некоторые турбины в этой области имеют коэффициент мощности более 50%. [44]
Электроэнергия впервые была выработана ветром в Новой Зеландии в 1993 году демонстрационной турбиной мощностью 225 кВт в пригороде Веллингтона в Бруклине. Первая коммерческая ветровая электростанция была создана в 1996 году — ветровая электростанция Hau Nui , в 22 км (14 миль) к юго-востоку от Мартинборо, имела семь турбин и вырабатывала 3,85 МВт. Ветряная электростанция Tararua была впервые введена в эксплуатацию в 1999 году с генерирующей мощностью 32 МВт, постепенно расширяясь в течение следующих восьми лет до 161 МВт — крупнейшей ветровой электростанции в Новой Зеландии. Другие крупные ветряные электростанции включают Te Āpiti , West Wind и White Hill .
Ветроэнергетика в Новой Зеландии разделяет трудности, типичные для других стран (неравномерная сила ветра, идеальные местоположения, часто удаленные от зон спроса на электроэнергию). Ветроэлектростанции Новой Зеландии обеспечивают в среднем 45% коэффициент мощности (другими словами, ветряные электростанции в Новой Зеландии могут производить более чем вдвое больше своей средней энергии в периоды максимальной полезной силы ветра). Ветроэлектростанция Тараруа в среднем вырабатывает немного больше. [22] Данные Управления по энергоэффективности и энергосбережению Новой Зеландии указывают на то, что ветроэнергетика, как ожидается, также будет работать на максимальной мощности около 4000 часов в год, что намного больше, чем, например, приблизительно 2000 часов (Германия) - 3000 часов (Шотландия, Уэльс, Западная Ирландия), которые встречаются в европейских странах. [22]
В 2020 году ископаемое топливо произвело 8 154 ГВт·ч (18,9% всей электроэнергии); 5 938 ГВт·ч на газе; 2 159 ГВт·ч на угле; и 57 ГВт·ч из других источников. Общая установленная мощность в 2020 году составила 2 334 МВт. Северный остров генерирует почти всю электроэнергию Новой Зеландии на ископаемом топливе. [19]
До 1950-х годов станции, работающие на ископаемом топливе, были небольшими и обычно работали на угле или побочных продуктах переработки угля, обеспечивая электроэнергией города, которые еще не были подключены к гидроэнергетическим схемам, и обеспечивая дополнительную поддержку таким схемам. Крупномасштабная угольная генерация началась в 1958 году на электростанции Meremere мощностью 210 МВт . Нефтяные станции, такие как Otahuhu A, Marsden A&B и New Plymouth, были введены в эксплуатацию в конце 1960-х и начале 1970-х годов. Открытие природного газа у побережья Таранаки и нефтяные кризисы 1970-х годов привели к тому, что нефтяные станции были переведены на газовые или законсервированы, в то время как газовые станции размножались, особенно в Таранаки и Окленде, вплоть до 2000-х годов. Только в последние годы уголь вернулся, поскольку газ Таранаки медленно истощался.
Сегодня в Новой Зеландии есть три основные станции, работающие на ископаемом топливе. Меньшие промышленные генераторы, работающие на газе и угле, можно найти по всей Новой Зеландии, особенно в Окленде, Вайкато, заливе Пленти и Таранаки. Электростанция Huntly компании Genesis Energy на севере Вайкато является крупнейшей электростанцией Новой Зеландии — с 1000 МВт угольных и газовых генераторов и 435 МВт газовых генераторов она поставляет около 17% электроэнергии страны. [45] В Таранаки в Стратфорде есть газовая электростанция (585 МВт). Whirinaki — это дизельная станция мощностью 155 МВт к северу от Нейпира , обеспечивающая резервную генерацию в периоды, когда генерация недоступна иным образом, например, когда заводы выходят из строя или в засушливые сезоны, когда для выработки гидроэлектроэнергии не хватает воды.
По состоянию на 2021 год ни один из производителей электроэнергии, похоже, не намерен строить новые электростанции на ископаемом топливе . Существует только одна предложенная тепловая станция с согласием на ресурсы: электростанция Waikato мощностью 380 МВт компании Todd Energy . [46]
По состоянию на конец июня 2024 года в Новой Зеландии насчитывалось 62 707 подключенных к сети фотоэлектрических (PV) установок, производящих 447 МВт, из которых 158 МВт были установлены в течение предыдущих 12 месяцев. [47]
Новая Зеландия обладает большими ресурсами энергии океана , но пока не производит никакой энергии из них. TVNZ сообщил в 2007 году, что в настоящее время разрабатывается более 20 проектов по использованию энергии волн и приливов . [48] Однако об этих проектах не так много общедоступной информации. Ассоциация по энергии волн и приливов Аотеароа была создана в 2006 году для «содействия освоению морской энергии в Новой Зеландии». Согласно их последнему информационному бюллетеню, [49] в них 59 членов. Однако ассоциация не перечисляет этих членов и не предоставляет никаких подробностей о проектах. [50]
С 2008 по 2011 год правительственное Управление по энергоэффективности и энергосбережению ежегодно выделяло 2 миллиона долларов из Фонда развития морской энергетики, созданного для стимулирования 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 , по-видимому, предлагают наиболее перспективные места для использования подводных турбин. Было выдано два разрешения на ресурсы для пилотных проектов в самом проливе Кука и в канале Тори , а также было выдано разрешение на установку до 200 приливных турбин на приливной электростанции Кайпара . Другие потенциальные места включают гавани Манукау и Хокианга , а также Те Аумити / Французский проход . Гавани создают течения со скоростью до 6 узлов с приливными потоками до 100 000 кубических метров в секунду. Эти приливные объемы в 12 раз превышают потоки в крупнейших реках Новой Зеландии.
Хотя в Новой Зеландии действует законодательство о безъядерной зоне , оно распространяется только на суда с ядерным двигателем, ядерные взрывные устройства и радиоактивные отходы. [52] [53] Законодательство не запрещает строительство и эксплуатацию атомной электростанции.
Единственным значительным предложением по атомной электростанции в Новой Зеландии была электростанция Oyster Point в гавани Кайпара около Каукапакапы к северу от Окленда. В период с 1968 по 1972 год планировалось построить на этом месте четыре реактора мощностью 250 МВт. К 1972 году эти планы были отменены, поскольку открытие газового месторождения Мауи означало, что не было немедленной необходимости приступать к ядерной программе. [52] Королевская комиссия по ядерной энергетике 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 немедленной необходимости в ядерной энергетике, но она может быть экономически возможной в начале 21-го века. [54]
Национальная электросетевая система 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 содержит 10 969 километров (6 816 миль) маршрутной длины высоковольтных линий и 178 подстанций. [55]
Первые крупные линии электропередачи были построены в 1913–14 годах, соединив гидростанцию Хорахора с Вайкино , а гидростанцию Колридж с Аддингтоном в Крайстчерче. В межвоенные годы началось первое крупное строительство национальной сети линий 110 кВ, соединяющих города и поселки с гидроэлектростанциями. К 1940 году сеть электропередачи 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 была запущена в начале 1950-х годов, соединив плотины реки Вайкато с Оклендом и Веллингтоном, а плотину Роксбург с Крайстчерчем. В 1965 году два острова были соединены линией электропередачи постоянного тока высокого напряжения между островами. Первая линия электропередачи напряжением 400 кВ была завершена между плотиной Вакамару на реке Вайкато и подстанцией Браунхилл к востоку от Окленда в 2012 году, но в настоящее время она эксплуатируется на напряжении 220 кВ.
Основой сети на каждом острове является сеть линий электропередачи 220 кВ. Эти линии соединяют крупные города и потребителей электроэнергии 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 подстанциях электропередачи. К этим станциям относятся Отахуху и Пенроуз в Окленде, Вакамару , Вайракеи и Банниторп в центральной части Северного острова, Хейвордс в Веллингтоне, Ислингтон и Бромли в Крайстчерче, а также Твизел и Бенмор в долине Ватаки. [55]
Инвестиции в новые линии электропередач 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 критической инфраструктуры. [56]
С 2006 года Transpower потратила около 2 миллиардов долларов на усиление поставок в Окленд и его окрестности. В 2012 году была завершена линия электропередачи на 400 кВ, соединяющая Вакамару с подстанцией Браунхилл в Уитфорде, к востоку от Окленда, с кабелями на 220 кВ, соединяющими 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), что сформировало второй высоковольтный маршрут между северным и южным Оклендом.
Межостровная схема HVDC является единственной в Новой Зеландии системой постоянного тока высокого напряжения (HVDC), которая связывает между собой энергосистемы Северного и Южного островов.
Линия соединяет преобразовательную станцию Южного острова на плотине Бенмор в южном Кентербери с преобразовательной станцией Северного острова на подстанции Хейвордс в долине Хатт через 572 километра (355 миль) воздушных биполярных линий HVDC и 40 километров (25 миль) подводных кабелей через пролив Кука . [55]
HVDC-линия была введена в эксплуатацию в 1965 году как биполярная схема HVDC ±250 кВ, 600 МВт с использованием преобразователей с ртутно-дуговыми вентилями и изначально была разработана для передачи избыточной гидроэлектроэнергии Южного острова на север, на более густонаселенный Северный остров. В 1976 году система управления первоначальной схемы была изменена, чтобы позволить передавать электроэнергию в обратном направлении, из Хейворда в Бенмор, что позволило Южному острову получить доступ к тепловой генерации Северного острова в засушливые периоды. [57]
В 1992 году первоначальное ртутно-дуговое оборудование было параллельно соединено для создания одного полюса (Полюс 1), а новый тиристорный полюс (Полюс 2) был введен в эксплуатацию рядом с ним. Линии электропередачи и подводные кабели также были модернизированы для удвоения максимальной мощности линии до 1240 МВт. Оборудование преобразователя ртутно-дугового вентиля было частично выведено из эксплуатации в 2007 году и полностью выведено из эксплуатации в августе 2012 года. Новые тиристорные преобразовательные станции (известные как Полюс 3) были введены в эксплуатацию 29 мая 2013 года для замены ртутно-дуговых преобразователей. Дальнейшие работы на Полюсе 2 довели мощность линии до 1200 МВт к концу года. [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, Tasman Pulp and Paper Mill в Каверау, Tiwai Point Aluminium Smelter около Блаффа и KiwiRail для своей электрификации переменного тока напряжением 25 кВ в Окленде и центральной части Северного острова, получают электроэнергию напрямую от подстанций Transpower, а не из местных сетей местных линейных компаний.
Распределение электроэнергии местным потребителям управляется одним из 29 предприятий по распределению электроэнергии (EDB). Каждое EDB обслуживает определенные географические регионы. 29 предприятий по распределению электроэнергии значительно различаются по масштабу, начиная от Buller Electricity с 4757 подключениями клиентов и нормативной базой активов в размере 33 миллионов долларов США, до Vector с 593 440 подключениями клиентов и нормативной базой активов в размере 3645 миллионов долларов США. [59]
В большинстве районов местные линейные компании управляют сетью субтрансмиссии, соединяя точку выхода из сети электропередачи с зональными подстанциями. На зональной подстанции (или на GXP, если нет сети субтрансмиссии) напряжение понижается до распределительного напряжения. Трехфазное распределение доступно во всех городских и большинстве сельских районов. Одно- или двухфазное распределение, использующее только две фазы или однопроводные системы заземления, используется в отдаленных и отдаленных сельских районах с небольшими нагрузками. Местные распределительные трансформаторы, установленные на столбах или на земле, понижают электроэнергию с распределительного напряжения до напряжения новозеландской сети 230/400 вольт (фаза-земля/фаза-фаза).
Субтрансмиссия обычно составляет 33 кВ, 50 кВ, 66 кВ или 110 кВ, хотя в некоторых частях перешейка Окленда используется субтрансмиссия 22 кВ. Распределение обычно составляет 11 кВ, хотя в некоторых сельских районах и густонаселенных городских районах 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 в совокупности имели 11 825 км (7 348 миль) линий субпередачи и кабелей и 145 659 км (90 508 миль) распределительных и низковольтных линий и кабелей. Было 1 305 трансформаторов зональных подстанций, 197 724 распределительных трансформатора и 1 370 759 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 соотношения цены и качества.
Ежегодно Комиссия по торговле требует от EDB публиковать финансовую информацию, включая финансовые отчеты, прогнозы будущих расходов и ценообразования, а также информацию о производительности, включая простои и перерывы. [61] Комиссия по торговле публикует анализ раскрытия информации, чтобы помочь отраслевым аналитикам и представителям общественности понять и сравнить производительность EDB. [62]
Регулирование соотношения цены и качества устанавливает максимальный доход или максимальную среднюю цену, которую EDB может взимать с потребителей, а также стандарты качества, которым они должны соответствовать, обычно измеряемые частотой и продолжительностью отключений электроэнергии. [63] EDB, которые не соответствуют этим стандартам, 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, в течение которых она не соответствовала требуемым стандартам качества, что в значительной степени было обусловлено историческим недофинансированием обновления и обслуживания сетей. [64] [65]
Регулированию цены и качества на период 2020–2025 гг. подлежат следующие ЭБР: [66]
Следующие EDB соответствуют критериям «потребительских» предприятий и освобождены от регулирования цены и качества: [67]
Распределительные компании обеспечивают поставку при номинальном напряжении 230 вольт ± 6% для однофазного и 400 вольт ± 6% для трехфазного питания, за исключением кратковременных колебаний, в соответствии с Правилами электробезопасности 2010 года. [68] Вилки (штекерные) и розетки (гнездовые) переменного тока соответствуют гармонизированному австралийскому и новозеландскому стандарту AS/NZS 3112 , который также используется на Фиджи , Тонга , Соломоновых Островах , Папуа-Новой Гвинее и в ряде других островных стран Тихого океана.
В Новой Зеландии используется вариант системы заземления TN-CS, известный как многозаземленная нейтраль (MEN). Каждое потребительское помещение должно иметь свой собственный заземляющий электрод, который подключается к защитной шине заземления в главном распределительном щите . Нейтральный провод подключается к земле на распределительном трансформаторе, а в главном распределительном щите каждого потребителя — с помощью электрического соединителя между нейтральной шиной и защитной шиной заземления, известного как соединение MEN. [69]
В 2019 году Новая Зеландия потребила 39 950 ГВт⋅ч электроэнергии. Промышленность потребила 38% этой цифры, сельское хозяйство — 6%, торговля — 24% и жилые дома — 31%. [70] По состоянию на 31 мая 2021 года было 2 210 593 подключений к национальной электросети. [71]
Самый высокий пиковый спрос, зарегистрированный в Новой Зеландии, составил 7100 МВт и был зафиксирован между 18:00 и 18:30 9 августа 2021 года. [72] Предыдущий рекорд составлял 6924 МВт и был зафиксирован между 18:00 и 18:30 29 июня 2021 года. [73] [74]
В 2021 году потребление электроэнергии в Новой Зеландии составило 40 тераватт-часов (ТВт⋅ч), что на 0,2% больше, чем в 2010 году. Лидирует промышленный сектор с 44% от общего потребления, за ним следуют жилые здания с 33% и здания сферы услуг с 23%. Доля транспорта была минимальной, всего 0,2% от общего потребления. [5]
Крупнейшим потребителем электроэнергии в Новой Зеландии является алюминиевый завод Tiwai Point в Саутленде, который может потреблять до 640 мегаватт электроэнергии и ежегодно потребляет около 5400 ГВт⋅ч. Фактически, завод использует электростанцию Manapouri в качестве выделенного генератора электроэнергии для своего снабжения. [75] Другие крупные промышленные потребители включают целлюлозно-бумажный завод Tasman в Каверау (потребление 175 МВт) и завод Glenbrook компании New Zealand Steel (потребление 116 МВт). [76]
Другими крупными потребителями являются города, при этом Окленд , крупнейший город страны, потребляет до 1722 МВт и 8679 ГВт⋅ч в 2010–11 годах. [77] Веллингтон, Крайстчерч, Гамильтон и Данидин также являются крупными потребителями, а другие крупные центры спроса включают Фангареи-Марсден-Пойнт, Таурангу, 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 показывает общую тенденцию к снижению в период с 2006 по 2021 год. Средние годовые расходы домохозяйств на электроэнергию были относительно стабильными в реальном выражении, увеличившись примерно на 11% за тот же период. В 2021 году среднегодовое потребление домохозяйств составило 7223 кВт⋅ч на домохозяйство, [79] варьируясь от 5938 кВт⋅ч на домохозяйство на Западном побережье до 8467 кВт⋅ч на домохозяйство в Саутленде . [80] Средние годовые расходы домохозяйств в 2021 году составили 2121 доллар. [79]
Генерация составляет примерно треть стоимости розничной электроэнергии, а совокупная стоимость передачи и распределения составляет чуть меньше другой трети. Остаток включает розничную маржу, сборы и налог на товары и услуги (GST) . [81]
Большинство розничных клиентов имеют срочные контракты с их розничным продавцом электроэнергии, но некоторые из них используют соглашения о предоплате. Клиенты могут выбрать предоплату, чтобы помочь им управлять расходами, но другие могут быть вынуждены вносить предоплату, поскольку они были признаны кредитным риском или имеют историю отключений из-за неоплаченных счетов. Стоимость электроэнергии по предоплате обычно выше, чем по срочному контракту. Более высокая стоимость электроэнергии по предоплате может быть серьезной проблемой, поскольку исследования в Новой Зеландии и других странах показывают, что домохозяйства, работающие по предоплате, с большей вероятностью не смогут позволить себе адекватно отапливать свои дома. [82]
Потребители электроэнергии, подключенные к сети, имеют возможность выбора розничного поставщика. По состоянию на 31 июля 2021 года в Управлении по электроснабжению было зарегистрировано 40 розничных продавцов электроэнергии, хотя только у 13 розничных продавцов было более 10 000 клиентов. Пять крупнейших розничных продавцов по количеству подключений индивидуальных потребителей — Contact Energy, Genesis Energy, Mercury Energy, Trustpower и Meridian Energy. [71] Эти пять крупнейших розничных продавцов также являются генерирующими компаниями. Управление по электроснабжению финансирует службу сравнения цен, управляемую Consumer New Zealand , чтобы помочь бытовым потребителям сравнивать цены, предлагаемые разными розничными продавцами, и оценивать преимущества смены поставщиков. [83] Скорость смены поставщиков клиентами значительно возросла за последние два десятилетия: с 11 266 в месяц в январе 2004 года до 38 273 в месяц в мае 2021 года. [84]
Управление нагрузкой , особенно бытовых электрических водонагревателей, было и остается основным инструментом для предприятий по распределению электроэнергии. Потребителям предлагается более низкая ставка, либо общая, либо только для контролируемой нагрузки, в обмен на разрешение EDB отключать контролируемую нагрузку в часы пик. Отключение и включение контролируемой нагрузки обычно достигается с помощью пульсационного управления, когда EDB посылает звуковой сигнал по линиям электропередач для управления реле в помещениях каждого потребителя. В 2018 году было подсчитано, что можно контролировать до 986 МВт нагрузки. [85]
Интеллектуальные счетчики широко внедряются в Новой Зеландии для замены бытовых счетчиков электроэнергии старого поколения. К 2016 году было установлено более 1,5 миллионов интеллектуальных счетчиков, что составляет 70% домов. [86] На ранних этапах установки интеллектуальных счетчиков в 2009 году парламентский комиссар по вопросам окружающей среды (PCE) критиковал развертывание на том основании, что возможности развертываемых систем учета были слишком ограниченными и не обеспечивали достаточных будущих выгод для потребителей и окружающей среды. В обновленном отчете в 2013 году PCE заявил: [87]
Внедрение электронных счетчиков в Новой Зеландии необычно в международном масштабе, поскольку оно в значительной степени было оставлено на усмотрение рынка. В других странах регулирующие органы были гораздо более вовлечены в определение того, что могут делать эти счетчики. В Новой Зеландии розничным торговцам было предоставлено право самостоятельно решать, какие функции содержат счетчики. Возможность для этих счетчиков предоставлять более широкий спектр преимуществ за небольшую дополнительную плату была упущена.
Большинство интеллектуальных счетчиков были установлены розничными торговцами электроэнергией. Розничные услуги, которые стали доступны после внедрения интеллектуальных счетчиков, включают ценообразование по времени использования. Некоторые розничные торговцы предлагают тариф, который следует за спотовой ценой на оптовом рынке электроэнергии, а другие предложения включают бесплатный «час мощности» и веб-сервис предоплаты. [86]
К 2022 году установка почти 2 миллионов интеллектуальных счетчиков успешно охватила большинство из 2,26 миллионов потребителей электроэнергии в Новой Зеландии. [5]
В рамках своих правил раскрытия информации Transpower и все 29 EDB обязаны сообщать о продолжительности, частоте и причинах отключений электроэнергии. Продолжительность и частота отключений электроэнергии обычно выражаются в SAIDI (индекс средней продолжительности прерывания в системе) и SAIFI (индекс средней частоты прерывания в системе). В течение года, закончившегося 31 марта 2020 года, 29 EDB сообщили о незапланированном отключении электроэнергии SAIDI в размере 130,35 минут и SAIFI в размере 1,76, а также о запланированном отключении электроэнергии SAIDI в размере 78,85 минут и SAIFI в размере 0,37. [59] Это эквивалентно тому, что у среднего потребителя незапланированное отключение электроэнергии длится один с четвертью час каждые семь месяцев и плановое отключение на техническое обслуживание длительностью чуть более 3,5 часов каждые 32–33 месяца.
К основным отключениям электроэнергии относятся:
Национальная электросеть Новой Зеландии охватывает большую часть как Северного, так и Южного островов. Также есть ряд прибрежных островов, которые подключены к национальной сети. Остров Вайхеке , самый густонаселенный прибрежный остров Новой Зеландии, снабжается подводными кабелями из Мараэтая . [77] [98] Острова Арапаоа и Д'Юрвиль , оба в проливе Мальборо , снабжаются через воздушные пролеты через канал Тори и французский проход соответственно.
Однако многие прибрежные острова и некоторые части Южного острова не подключены к национальной сети и используют независимые системы генерации, в основном из-за сложности строительства линий из других районов. Распространенным решением является дизельная генерация с использованием двигателей внутреннего сгорания. Дизельное топливо, подходящее для генераторов, легко доступно по всей стране на заправочных станциях — дизельное топливо не облагается налогом на заправках в Новой Зеландии, и вместо этого дизельные транспортные средства платят сборы с пользователей дорог на основе их валовой вместимости и пройденного расстояния.
Изолированные районы с независимой генерацией включают в себя:
На офшорных островах, где есть постоянное или временное жилье, существует множество других схем, в основном генераторы или небольшие возобновляемые системы. Примером может служить исследовательская станция на острове Литл-Барриер , где двадцать 175-ваттных фотоэлектрических панелей обеспечивают опору для местных нужд, а дизельный генератор служит резервным источником. [99]
сектор не получит распределение NZU, поскольку сможет переложить расходы по своим обязательствам ETS на своих клиентов.