La British Columbia Hydro and Power Authority , que opera como BC Hydro , es una empresa de servicios eléctricos canadiense en la provincia de Columbia Británica . Es el principal distribuidor de electricidad y atiende a más de 4 millones de clientes en la mayoría de las áreas, [3] con la excepción de la ciudad de New Westminster , donde la ciudad tiene su propio departamento eléctrico [4] y partes de West Kootenay , Okanagan , las regiones de Boundary Country y Similkameen , donde FortisBC , una subsidiaria de Fortis Inc., brinda servicio eléctrico directamente a 213 000 clientes y abastece a los servicios públicos de propiedad municipal en la misma área. [5] Como corporación provincial de la Corona , BC Hydro informa al Ministerio de Energía, Minas e Innovación Baja en Carbono de Columbia Británica, y está regulada por la Comisión de Servicios Públicos de Columbia Británica (BCUC). Su mandato es generar, comprar, distribuir y vender electricidad.
BC Hydro opera 32 instalaciones hidroeléctricas y dos plantas de energía térmica alimentadas con gas natural . En 2014, el 95 por ciento de la electricidad de la provincia se producía mediante centrales hidroeléctricas, que consisten principalmente en grandes represas hidroeléctricas en los ríos Columbia y Peace . [6] Las diversas instalaciones de BC Hydro generan entre 43.000 y 54.000 gigavatios hora de electricidad al año, dependiendo de los niveles de agua predominantes. La capacidad nominal de BC Hydro es de unos 11.000 megavatios. [7]
La electricidad se distribuye a través de una red de 18.286 kilómetros de líneas de transmisión que operan desde 69 kV hasta 500 kV, y 55.254 kilómetros de líneas de distribución. BC Hydro tiene dos rutas de interconexión principales : su sistema está interconectado con el Operador del Sistema Eléctrico de Alberta a través de la Ruta 1 del WECC y con la Administración de Energía de Bonneville a través de la Ruta 3 del WECC.
Durante el año fiscal 2013-2014, el volumen de ventas de electricidad doméstica fue de 53.018 gigavatios hora, los ingresos fueron de 5.392 millones de dólares canadienses y el ingreso neto fue de 549 millones de dólares canadienses . [8]
BC Hydro se creó en 1961 cuando el gobierno de Columbia Británica, bajo el liderazgo del primer ministro WAC Bennett , aprobó la Ley BC Hydro . Esta ley condujo a la expropiación de la BC Electric Company y su fusión con la BC Power Commission, para crear la British Columbia Hydro and Power Authority (BCHPA). [9]
La Comisión de Energía de BC fue creada con la Ley de Energía Eléctrica en 1945 por el Primer Ministro John Hart . El mandato de la Comisión de Energía era fusionar las instalaciones de generación y suministro de energía existentes en toda la provincia que no recibían servicio de BC Electric, y extender el servicio a las muchas comunidades más pequeñas que carecían de energía. [10]
BC Electric Company comenzó como British Columbia Electric Railway (servicio de tranvía y alumbrado) en Victoria , Vancouver y New Westminster en 1897. La energía se generaba mediante plantas de vapor alimentadas con carbón. La creciente demanda en los años de auge de la era eduardiana hizo que BC Electric buscara expandirse mediante el desarrollo de energía hidroeléctrica en Buntzen Lake y, más tarde, en Stave Lake . El crecimiento y la expansión sensatos de los servicios de electricidad, tranvía y gas de carbón hicieron que BC Electric fuera una empresa importante en la región.
También en esa época, los aserraderos y las fábricas pasaron a utilizar electricidad, lo que aumentó aún más la demanda de energía eléctrica. BC Electric construyó más centrales hidroeléctricas en la provincia. De manera similar, las pequeñas ciudades también construyeron y operaron sus propias centrales eléctricas. También se construyeron más líneas de transmisión de energía. En la década de 1920, se construyeron represas y centrales hidroeléctricas en la isla de Vancouver, en los ríos Puntledge , Jordan y Elk .
En la época de la Primera Guerra Mundial , los coches privados y los microbuses empezaron a afectar al tráfico de tranvías. Se planearon nuevas presas, incluida la desviación del río Bridge al lago Seton , cerca de Lillooet , pero la depresión económica de la década de 1930 detuvo esta expansión comercial. También con la depresión se produjo un aumento en el número de pasajeros y una disminución en el mantenimiento del sistema de tranvías. En 1947, la Comisión de Energía de Columbia Británica completó la Central Generadora John Hart en Campbell River . A principios de la década de 1950, los viejos tranvías y trenes interurbanos fueron reemplazados por trolebuses eléctricos y autobuses diésel. BC Electric finalmente completó la Central Generadora Bridge River en 1960.
En 1958, BC Electric comenzó la construcción de la central eléctrica de Burrard , que funcionaba con petróleo (que luego se convirtió en gas natural) cerca de Port Moody . Se inauguró en 1961 y funcionó solo de manera intermitente cuando era necesario. En 2001, representaba más del 9 % de la generación bruta medida de BC Hydro. Las turbinas de gas de la central eléctrica de Burrard se desmantelaron en 2016 para reducir la dependencia de los combustibles fósiles, y la planta sigue utilizándose como instalación de condensadores síncronos .
El 1 de agosto de 1961, pocos días después de la muerte del presidente de la compañía, Dal Grauer, el gobierno de Columbia Británica aprobó la legislación que transformó a BC Electric de una empresa privada a una corporación de la corona conocida como BC Hydro.
La responsabilidad de la nueva corporación incluye la operación de las partes de la ruta del Ferrocarril Eléctrico de BC que aún están en funcionamiento, la operación del transporte público del sistema de trolebuses de Vancouver (que comprende una parte de las rutas de autobuses urbanos de Vancouver), así como todas las operaciones de generación, transmisión y distribución de electricidad.
En 1988, BC Hydro vendió su división de gas, que distribuía gas natural en el Lower Mainland y Victoria, a Inland Natural Gas. Inland cambió su nombre a BC Gas y en 2003 se vendió y cambió de nombre nuevamente a Terasen Gas. En 2007, Terasen vendió la operación de gas a FortisBC .
En 1988, las operaciones ferroviarias restantes de BC Hydro se vendieron a Southern Railway of British Columbia . [11] BC Hydro sigue siendo propietaria de la plataforma ferroviaria de la antigua ruta interurbana de BC Electric Railway a través de Burnaby y New Westminster (en la que se construyó una parte de la línea Skytrain Expo ), así como del ferrocarril desde North Delta a través de Surrey, Langley y Abbotsford hasta Chilliwack (que sigue siendo operado por Southern Rail). Un segmento de la ruta de BC Hydro a través de Langley también está arrendado a BC Rail para unir la línea principal de Canadian National Railway , Burlington Northern Santa Fe y el Superpuerto Roberts Bank . [12]
En 2003, el gobierno de Columbia Británica aprobó varias leyes para redefinir y regular los servicios de energía en Columbia Británica. La Ley de Corporaciones de Transmisión creó la British Columbia Transmission Corporation (BCTC) como proveedor de transmisión independiente, pero solo duró hasta 2010, cuando se fusionó nuevamente con BC Hydro.
También en 2003, BC Hydro privatizó y externalizó muchas de sus funciones de soporte, incluidos 1540 de sus empleados en sus grupos de Servicio al Cliente, Servicios de TI de Westech, Servicios Informáticos de Red, Recursos Humanos, Sistemas Financieros, Compras y Servicios de Edificios y Oficinas. Estos servicios fueron primero externalizados a Accenture [ 13] y luego a Telus y Fujitsu [ 14 ].
Entre 1960 y 1980, BC Hydro completó seis grandes proyectos de generación hidroeléctrica . La primera gran presa se construyó en el río Peace, cerca de Hudson's Hope . La presa WAC Bennett se construyó para crear un depósito de energía para la central generadora Gordon M. Shrum, que tiene una capacidad de 2.730 megavatios de energía eléctrica y generó 13.810 gigavatios-hora de electricidad por año en promedio entre 2012 y 2016. Cuando se completó en 1968, la presa era la estructura de relleno de tierra más grande jamás construida. El embalse del lago Williston es el lago más grande de Columbia Británica. Posteriormente se construyó una segunda presa de hormigón más pequeña río abajo, más cerca de Hudson's Hope para la central generadora Peace Canyon , que se completó en 1980.
En virtud de los términos del Tratado del río Columbia con los EE. UU., BC Hydro construyó una serie de represas y centrales hidroeléctricas, incluidos dos grandes proyectos en Mica y Revelstoke en el río Columbia. La represa Keenleyside en el río Columbia al norte de Castlegar y la represa Duncan al norte del lago Kootenay también se construyeron en virtud del mismo tratado y se utilizan principalmente para el control del agua. Se instalaron dos generadores en Keenleyside en 2002, aunque estos son propiedad de Columbia Power Corporation (una corporación de la Corona independiente) y están operados por ella. La central generadora Kootenay Canal en el río Kootenay entre Nelson y Castlegar se completó en 1976. La represa Seven Mile y la central generadora en el río Pend d'Oreille cerca de Trail se completaron en 1979.
A finales de los años 1970 y principios de los años 1980, BC Hydro investigó la viabilidad de la producción de energía geotérmica en Meager Creek , al norte de Pemberton . Concluyeron a partir de sus pruebas que la roca subterránea no era lo suficientemente permeable como para justificar la producción de electricidad a gran escala. [14] Casi al mismo tiempo, BC Hydro inició un proyecto para desarrollar una central térmica a carbón en Hat Creek, cerca de Cache Creek, pero abandonó el esfuerzo en 1981 debido a la fuerte oposición ambiental. [15]
En 1989, BC Hydro inició los programas Power Smart y Resource Smart para promover la conservación de energía como alternativa al costo de crear nuevas instalaciones generadoras. Desde 2001, BC Hydro se ha centrado en sus programas de conservación y eficiencia energética , reinvirtiendo en sus instalaciones existentes y comprando energía limpia y renovable a productores independientes de energía . Según el "Plan de energía de Columbia Británica", [16] publicado en 2007, BC Hydro debe garantizar que la generación de electricidad limpia o renovable siga representando al menos el 90 por ciento de la generación total. A partir de 2014, el 97 por ciento de la generación de electricidad de BC Hydro proviene de fuentes limpias o renovables y esta generación solo emite 730.000 toneladas de CO2 al año desde plantas térmicas. [17]
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En 1980, el gobierno de Columbia Británica creó la Comisión de Servicios Públicos de Columbia Británica (BCUC, por sus siglas en inglés) para regular los servicios públicos de energía y actuar como una agencia reguladora cuasijudicial e independiente en materia de tarifas de energía. Las operaciones de BC Hydro están supervisadas por esta comisión y se rigen por una tarifa eléctrica y una tarifa de transmisión de acceso abierto.
Aunque BC Hydro inicialmente consideró el Sitio C en el río Peace cerca de Fort St. John a fines de la década de 1950, no fue hasta 1982 que presentó un proyecto de desarrollo del Sitio C a la Comisión de Servicios Públicos de Columbia Británica (BCUC). Fue rechazado por la BCUC en ese momento. [ cita requerida ] Otro intento de revivirlo en la década de 1990 fue bloqueado por preocupaciones ambientales. [18] En 2004, el Plan de Energía del gobierno de BC [19] instruyó a BC Hydro para que comenzara las conversaciones con las Primeras Naciones, la Provincia de Alberta y las comunidades para discutir el Sitio C como una opción futura. [20] En mayo de 2014, un Panel de Revisión Conjunta federal-provincial publicó un informe sobre los efectos ambientales, económicos, sociales, patrimoniales y de salud del proyecto. [21] En julio de 2015 se emitió un aviso de que la construcción del Sitio C comenzaría en 2015. [22] La presa Revelstoke construida en 1984 fue la última presa nueva construida por BC Hydro.
La Ley de Contratos de Legado y Patrimonio de Energía Pública de BC Hydro exige que BC Hydro satisfaga las necesidades futuras de energía de la provincia a través de promotores privados. Estas leyes han permitido a los Productores Independientes de Energía (IPP) vender energía a BC Hydro, que está obligada por ley a comprarla incluso con pérdidas. [23] En 2011, BC Hydro gastó 567,4 millones de dólares en electricidad de los IPP. En 2013, BC Hydro tenía 127 Acuerdos de Compra de Electricidad en su cartera de suministro, lo que representa 22.200 gigavatios hora de energía anual y más de 5.500 megavatios de capacidad. [24] En 2013, esas compras ascenderán a 781,8 millones de dólares en 2013 y 939,8 millones de dólares en 2014, lo que representa aproximadamente el 20% del suministro nacional. [25] [26]
A través de sus interconexiones, BC Hydro exporta e importa energía eléctrica a través de su subsidiaria de comercialización y comercialización de energía de propiedad absoluta, Powerex , que se estableció en 1988. Powerex también comercializa la energía de titularidad canadiense del Tratado del Río Columbia . [27] BC Hydro pertenece a un consorcio de distribución de energía que incluye empresas eléctricas de Alberta, Washington, Oregón, Idaho y California. La flexibilidad de las interconexiones contribuye a la confiabilidad del sistema, por ejemplo, importando energía en años de escasez de agua o importando cuando hay una contingencia del sistema. En 2013, el ministro de energía y minas de Columbia Británica, Bill Bennett, habló sobre por qué BC Hydro estaba aceptando un acuerdo de $750 millones con California por las reclamaciones de que Powerex manipulaba los precios de la electricidad. [28]
El programa Power Smart de BC Hydro fomenta la conservación de energía entre sus clientes residenciales, comerciales e industriales. El programa también tiene como objetivo promover productos minoristas y construcción de edificios que ahorren energía, e incluye un "Programa de comunidades sustentables". Su programa interno Resource Smart se utiliza para identificar e implementar mejoras de eficiencia en las instalaciones existentes de BC Hydro. BC Hydro también practica la conservación de energía en sus instalaciones generadoras a través del monitoreo continuo y el uso eficiente de los recursos hídricos utilizados para alimentar sus generadores.
El Plan Energético del gobierno de BC comprometió a BC Hydro a lograr la autosuficiencia energética en la provincia para 2016, y todas las nuevas plantas de generación tendrán cero emisiones netas de gases de efecto invernadero para el mismo año. [34] En 2013, BC Hydro publicó un Plan Integrado de Recursos que incluye satisfacer al menos el 66 por ciento del aumento esperado en la demanda de electricidad a través de una mayor eficiencia energética. [35]
BC Hydro también ha firmado contratos de compra de energía con una nueva categoría de empresa creada por una legislación especial, los Productores Independientes de Energía (IPPs), para comprar electricidad generada a partir de fuentes renovables intermitentes, principalmente de energía hidroeléctrica de pequeña capacidad de corriente de río y, más recientemente, energía eólica, energía de residuos de madera y energía de desechos orgánicos municipales. [36] Ha habido algunas críticas a esta política sobre la base de que dará lugar a que Hydro pague tarifas significativamente más altas a los productores privados de las que habría pagado si la energía fuera autogenerada. [37] [38]
Columbia Británica tiene la política de no desarrollar energía nuclear.
En julio de 2018, BC Hydro operaba 58 estaciones de carga de vehículos eléctricos en la provincia. [39]
En noviembre de 2013, el Ministro de Energía y Minas de la Columbia Británica anunció un plan decenal que mantendrá las tarifas eléctricas lo más bajas posible. Los aumentos durante los primeros cinco años serán de entre el 9 y el 3 por ciento anual. [40] La rentabilidad de BC Hydro se ve afectada por su gran deuda, que se estima que alcanzará los cinco mil millones de dólares en 2017. [41]
En 2011, el Programa de Medición Inteligente de BC Hydro introdujo la instalación obligatoria de medidores inteligentes Itron C2S0D . [42] En 2013, BC Hydro ofreció el Programa de Opciones de Medidores por entre 20 y 30 dólares mensuales. [43] [44] [45]
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