Consumo total de energía primaria en Canadá por combustible en 2015 [1]
Canadá tiene acceso a todas las principales fuentes de energía, entre ellas , el petróleo y el gas , el carbón , la energía hidroeléctrica , la biomasa , la energía solar , la geotérmica , la eólica , la marina y la nuclear . Es el segundo mayor productor de uranio del mundo , [2] el tercer mayor productor de energía hidroeléctrica, [3] el cuarto mayor productor de gas natural y el quinto mayor productor de petróleo crudo. [4] En 2006, solo Rusia , la República Popular China , los Estados Unidos y Arabia Saudita produjeron más energía total que Canadá. [5]
Estados Unidos es el principal mercado comercial de Canadá en materia de productos y servicios energéticos. En 2015, Canadá envió alrededor del 98% de sus exportaciones totales de energía a Estados Unidos, lo que significa que Canadá es el mayor proveedor de exportaciones de energía a la mayor economía del mundo. Canadá también exporta cantidades significativas de uranio y carbón a Asia, Europa y América Latina. [6]
A pesar de ser un exportador neto de energía, Canadá también importa productos energéticos: en 2004 se importaron 24.500 millones de dólares en productos energéticos. [5]
Canadá tiene un sólido perfil energético con recursos abundantes y diversos. Las políticas energéticas y climáticas en Canadá están interrelacionadas. Estas políticas energéticas y climáticas se implementan tanto a nivel del gobierno federal como del provincial. El gobierno federal es responsable de establecer objetivos para todo el país y los gobiernos provinciales son responsables de hacer cumplir estos objetivos y desarrollar los métodos para alcanzar estas metas. [7] En 2015, los gobiernos federal y provincial crearon un acuerdo nacional para cooperar en el impulso de la industria energética del país durante la transición hacia una economía baja en carbono . [8] Los gobiernos provinciales están desarrollando sus propias estrategias para alcanzar los objetivos nacionales. En 2016, la Estrategia de la Isla del Príncipe Eduardo se convirtió en una de las primeras provincias en desarrollar sus propias estrategias en respuesta a los objetivos del acuerdo federal. [9]
En 2015, Canadá pagó 43 mil millones de dólares en subsidios energéticos después de impuestos, según un informe del Fondo Monetario Internacional (FMI) de 2019. [10] : 35
"Canadá ha dependido de las importaciones de energía en gran medida debido a las grandes distancias que separan las fuentes locales de suministro de los mercados. Por lo tanto, es principalmente como resultado de la geografía, más que de la geología, que las cuestiones relativas a la importación, la exportación y, en particular, el transporte de energía han preocupado a los responsables de las políticas energéticas."
— François Bregha, Política energética. (1999) [11]
Aspectos de la realidad política y económica "única" de Canadá afectan sus estrategias energéticas federales. [12] : 2 Canadá tiene "recursos significativos de petróleo convencional y no convencional , gas natural e hidroelectricidad" y se ha convertido en "uno de los mayores productores de energía del mundo". [13] : 72 Según un informe de 2015 del Canadian Global Affairs Institute (CGAI), el "diseño y la estructura" del federalismo canadiense ha resultado en una "falta de voluntad del gobierno federal para comprometerse con una visión nacional en la mayoría de las cuestiones de recursos por temor a arriesgar capital político en debates con aquellas provincias que se resisten al desarrollo cooperativo de recursos". [12] : 3 Canadá fue uno de los pocos países de la OCDE que no tenía una política energética nacional. [12] Los autores de la publicación de 2003, Power Switch: Energy Regulatory Governance in the 21st Century , escribieron que "Canadá tiene uno de los arreglos constitucionales más divididos y descentralizados para la energía entre los países industrializados occidentales". [14] [15]
Desde 1867, las reglas del federalismo canadiense garantizan que "las provincias individuales poseen, comercializan y controlan las exportaciones de energía" de los recursos energéticos contenidos dentro de sus propias fronteras provinciales. [12] : 3 El gobierno federal tiene la responsabilidad sobre la infraestructura entre provincias, lo que incluye los oleoductos. [12]
Uno de los principales retos de la política energética en Canadá es geográfico, no geológico. La mayoría de los consumidores de energía viven en Ontario y Quebec, y los principales productores de energía se encuentran en el este y el oeste. Las políticas energéticas de Canadá intentan conciliar los intereses económicos de los consumidores de energía, que quieren el producto más barato, con el reto de transportar productos energéticos autóctonos (como el carbón de Nueva Escocia en el siglo XIX, por ejemplo, o el petróleo y el gas de Alberta) a largas distancias a precios competitivos. [11]
En el período posterior a la Confederación, uno de los debates más importantes sobre política energética involucró a los productores de carbón de Nueva Escocia, que buscaban aranceles que protegieran su industria contra las importaciones de carbón más barato del medio oeste estadounidense. Los consumidores de carbón en el centro de Canadá querían un libre comercio que garantizara el acceso al carbón estadounidense, menos costoso, que implicaba costos de transporte mucho más bajos. [16] [11] En su publicación de 1982 titulada Fuels and the National Policy (Combustibles y política nacional ), John N. McDougall escribió que los debates sobre políticas energéticas en Canadá enfrentaban a quienes proponían mercados libres para los productos energéticos, independientemente de su origen nacional, contra quienes pedían la intervención del gobierno a través de aranceles y otros medios. [16]
En 1946, se aprobó la Ley de Control de la Energía Atómica y se creó la Junta de Control de la Energía Atómica (AECB) para regular la producción y los usos del uranio en Canadá, bajo la presidencia de William Lyon Mackenzie King . [17] El gobierno federal asumió la jurisdicción sobre el uranio de las provincias.
La Comisión Real de Energía (1957-1959) −la Comisión Borden—establecida por el entonces Primer Ministro, John Diefenbaker , dio como resultado una nueva legislación, la Ley de la Junta Nacional de Energía, el "primer estatuto federal integrado de energía" de Canadá. [18] : 524 En 1957, los productores de petróleo de las provincias occidentales buscaron apoyo federal para la construcción de un oleoducto que les brindara acceso a los mercados orientales. [19] Las refinerías de petróleo orientales compraban petróleo barato principalmente de Medio Oriente. [19] En 1959, un consultor petrolero de Nueva York , Walter J. Levy, le aconsejó a la NEB que no construyera el oleoducto propuesto de Edmonton a Montreal. [19] Levy también recomendó que "el petróleo de Alberta debería ir a los mercados estadounidenses". [19]
En 1961, se adoptó la Política Nacional del Petróleo (NOP, por sus siglas en inglés) a través de la cual la NEB aceptó las recomendaciones del Sr. Levy, [19] y fue la piedra angular de la política energética de Canadá hasta que la NOP terminó en septiembre de 1973. La NOP fomentó el crecimiento de la incipiente industria petrolera en el oeste de Canadá, [20] : 701 que había comenzado con el descubrimiento de petróleo en Leduc, Alberta en 1947. [21] Según un artículo de 2009 en la revista Alberta Oil Magazine , la NOP hizo que "los consumidores compraran más petróleo de Alberta y pagaran una prima sobre los precios internacionales que estaban deprimidos en ese momento. Todo Canadá al oeste del río Ottawa fue reservado como un mercado exclusivo para la producción nacional por una prohibición federal contra las importaciones más baratas". [21] La NOP "estableció un mercado protegido para el petróleo doméstico al oeste del Valle de Ottawa, lo que liberó a la industria de la competencia extranjera", [11] : 767–9 mientras que las cinco provincias orientales, que incluían importantes refinerías en Ontario y Quebec, siguieron dependiendo de las importaciones extranjeras de petróleo crudo, por ejemplo de Venezuela. [22] No se implementaron políticas importantes sobre petróleo y gas durante el resto de la década de 1960, un período marcado por precios estables del combustible por el aumento del consumo de petróleo y gas. [11] : 767–9
Durante el mandato de John Diefenbaker de 1957 a 1963, y el de su sucesor, Lester B. Pearson , se puso el foco en un mayor desarrollo de los recursos eléctricos tanto para el consumo interno como para la exportación a los Estados Unidos y en mejorar los sistemas de transmisión interprovincial que muchos esperaban que se convirtieran en una red eléctrica nacional. En 1963, la administración de Pearson introdujo la Política Nacional de Energía. [23] Sin embargo, la instalación de líneas de transmisión interprovinciales era políticamente delicada. [23] : 27 Si las políticas federales obligaran a las provincias a cumplirlas, se las acusaría de mano dura. [24] Algunas provincias preferían comercializar su exceso de energía a los Estados Unidos para escapar de la carga percibida del federalismo. [23] : 27 Los primeros ministros de Terranova y Quebec estuvieron involucrados en una disputa de décadas sobre la transmisión de electricidad desde el proyecto hidroeléctrico Muskrat Falls de Terranova en la parte inferior del río Churchill a través de la provincia de Quebec. [23] El entonces primer ministro de Terranova, Smallwood, había pedido al primer ministro Pearson que "fortalezca las disposiciones para la transmisión interprovincial de electricidad". [23]
En respuesta a las crecientes preocupaciones de las provincias sobre los programas de financiación federal, se aprobó la Ley de Acuerdos Fiscales Federales y Financiación de Programas Establecidos de 1977, que dio a las provincias más autonomía y dio lugar a una importante descentralización del gobierno que favoreció a las provincias. [25]
El Programa Nacional de Energía de 1980 (NEP), que se introdujo durante el mandato de Pierre Trudeau como primer ministro , [26] fue una de las "iniciativas políticas más controvertidas de la historia canadiense". [27] [28] Fue introducido por el gobierno liberal federal, en el contexto de la recesión mundial tras la crisis energética de los años 1970, que incluyó dos grandes shocks de precios del petróleo: la crisis del petróleo de 1973 y la crisis del petróleo de 1979 , [29] Desde mediados de los años 1970 hasta mediados de los años 1980, las políticas energéticas, en particular las políticas relativas a la industria del petróleo y el gas, fueron un tema intergubernamental muy "polémico" y "de alto perfil", que tuvo un "efecto perjudicial en las relaciones federales-provinciales". [28] [27] : 31 [30] [31]
En 1986, durante el mandato de Brian Mulroney , las relaciones provinciales-federales mejoraron con una mayor cooperación en materia de políticas energéticas, en gran medida porque la situación energética internacional había cambiado. [28] El Primer Ministro Mulroney firmó tres "importantes acuerdos intergubernamentales en el sector energético". [28] Los acuerdos y convenios federales-provinciales incluían políticas relacionadas con la "gestión de los recursos marinos de Terranova, la fijación de precios e impuestos del petróleo en las provincias occidentales y la fijación de precios del gas natural en el oeste de Canadá". [28] La NEP fue desmantelada a través del Acuerdo Occidental, un acuerdo orientado al mercado que introdujo la desregulación total de los precios del petróleo, "abolió los subsidios a las importaciones, el impuesto a las exportaciones de crudo y productos petrolíferos y el cargo por compensación petrolera. También eliminó gradualmente las subvenciones PIP y el PGRT. Además, se levantaron los controles a las exportaciones de petróleo". [32] : 12–15 [22]
Otros acuerdos y convenios importantes entre las provincias y el gobierno federal incluyen el Acuerdo sobre Comercio Interior (AIT) de 1994, el Acuerdo Marco de Unión Social (SUFA) de 1999 y el Consejo de la Federación (COF) de 2003.
La producción de energía, la comercialización de recursos energéticos, la inversión de capital en el sector energético, las cuestiones ambientales y las relaciones con los pueblos de las Primeras Naciones son más complejas debido a la naturaleza del federalismo canadiense. [12] A lo largo de la historia de Canadá, los poderes y políticas federales han fluctuado entre la centralización y la descentralización. [12] En 2015, Canadá se enfrentó a un dilema cada vez más profundo con respecto al potencial de exportación de energía. [12] : 3
En 2014, bajo el liderazgo de Stephen Harper , el gobierno federal se centró en tres principios fundamentales que sustentaban sus políticas energéticas: orientación al mercado, "respeto a la autoridad jurisdiccional y al papel de las provincias" y, cuando fuera necesario, "intervención selectiva en el proceso de mercado para lograr objetivos políticos específicos mediante la regulación u otros medios". [33] En 2014, Recursos naturales de Canadá describió cómo los acuerdos y convenios federales-provinciales habían informado la política energética de Canadá, incluido el Acuerdo Occidental sobre precios e impuestos del petróleo y el gas con las provincias de Alberta, Saskatchewan y Columbia Británica, el Acuerdo sobre los mercados y precios del gas natural con Alberta, Saskatchewan y Columbia Británica, y los Acuerdos del Atlántico con Nueva Escocia, Terranova y Labrador, que incluyeron la creación de las Juntas Offshore. Los acuerdos internacionales que impactan en la política energética de Canadá incluyen el Tratado de Libre Comercio de América del Norte (TLCAN). [33] En 2014, la NRC incluyó a la Junta Nacional de Energía (NEB) (1959-2019), la Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear , la Energía Atómica de Canadá Limitada y el Programa de Investigación y Desarrollo Energético como contribuyentes al desarrollo de la política energética de Canadá. [33]
Durante el mandato de Justin Trudeau , Canadá firmó en 2018 el Acuerdo de Asociación Estratégica Canadá-UE, que incluye el Diálogo de Alto Nivel sobre Energía (HLED), [34] sobre "cuestiones de política energética, como la transparencia del mercado, el mantenimiento de un suministro de energía seguro, sostenible y competitivo, así como la investigación y el desarrollo en las industrias energéticas con un enfoque en la "transición hacia un futuro con bajas emisiones de carbono, abordando las barreras del mercado y la 'financiación limpia'". [34] El marco legislativo de política energética moderna de la UE de 2018, denominado "Energía limpia para todos los europeos", incluye "certidumbre regulatoria" con "objetivos vinculantes de energía renovable y eficiencia energética", "planes nacionales de energía y clima", crea un "nuevo ecosistema energético" y un mercado para los "combustibles de transición (por ejemplo, GNL), tecnologías limpias y servicios" canadienses. [34]
Durante la campaña electoral federal de 2019, tanto los liberales como los conservadores habían "acordado tratar de cumplir con los compromisos existentes de París para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 30 por ciento para 2030". [35] El titular de la cátedra de investigación de Canadá en política climática y energética, Nicholas Rivers, dijo que no hay suficiente discusión sobre "tecnologías renovables como la energía eólica, solar y aluminio de cero emisiones" en el sector eléctrico. [35] Rivers dijo que "los gobiernos canadienses tienen un historial terrible en el cumplimiento de sus objetivos climáticos... Lo que importa es qué impacto tendrán las políticas en estas emisiones... Deberíamos ser bastante cautelosos, porque no tenemos una gran cantidad de datos para analizar en términos de cuáles serán realmente los efectos de estas políticas... Las cosas están cambiando más rápidamente de lo que imaginábamos". [35] Rivers dijo que "los objetivos climáticos del gobierno federal y la industria del petróleo y el gas de Canadá [no] son fundamentalmente incompatibles". Sin embargo, hay "cierta tensión entre ellos". [36]
En junio de 2018, el Consejo de Generación de Energía del NRCAN presentó su informe titulado "La transición energética de Canadá: Llegando a nuestro futuro energético, juntos", [37] [38] que examinó el "futuro energético a largo plazo" de Canadá, "metas generacionales", "principios rectores" y "caminos y hitos potenciales". El informe del Consejo de Generación de Energía del NRC se basó en un diálogo nacional de 2017 que incluyó un Foro de Generación de Energía celebrado en Winnipeg en octubre, sobre un "futuro energético con bajas emisiones de carbono". [39] En diciembre de 2017, Recursos Naturales de Canadá estableció el Consejo de Generación de Energía, compuesto por "líderes de opinión en energía con diversas perspectivas y experiencia en los sistemas energéticos de Canadá" como seguimiento del foro. Según el informe "La transición energética de Canadá", la disociación entre el consumo energético canadiense y el crecimiento del PIB entre 1990 y 2015 quedó confirmada por las estadísticas que muestran que, durante ese período, el PIB de Canadá creció casi un 80 por ciento, mientras que el consumo energético canadiense aumentó solo un 30 por ciento. [39] : 23
En junio de 2016, el Primer Ministro Trudeau dijo que apoyaba "los esfuerzos interprovinciales para reducir las emisiones de carbono y enfatizar la hidroelectricidad como fuente de energía". [40] El proyecto hidroeléctrico Site C de BC Hydro, de 8.800 millones de dólares, en Peace River, en el noreste de Columbia Británica, cuya finalización está prevista para 2024, suministraría electricidad a Alberta para reducir la dependencia de Alberta del gas natural y el carbón. [40]
En abril de 2020, durante la pandemia de coronavirus de 2020 , la política energética del Primer Ministro Trudeau pareció apaciguar tanto a los ambientalistas como a la industria petrolera. [41] La recesión de COVID-19 , el colapso de la bolsa de valores de 2020 y la guerra de precios del petróleo entre Rusia y Arabia Saudita de 2020 que resultó en el "colapso de los precios del petróleo", dejaron a Alberta con su "mayor desafío" en la "historia moderna" de la provincia, amenazando su principal industria y causando estragos en sus finanzas". [42] Al anunciar una "serie de medidas para apoyar a la industria del petróleo y el gas", Trudeau dijo que "solo porque estemos en una crisis de salud no significa que podamos descuidar la crisis ambiental". Algunas de las "medidas tenían el objetivo complementario de abordar serias preocupaciones ambientales". [42]
Según un informe de 2006 de Recursos Naturales de Canadá sobre los marcos jurídicos y de políticas en materia de energía en América del Norte, en el sistema federal de gobierno de Canadá la jurisdicción sobre energía se divide entre el gobierno federal y los gobiernos provinciales y territoriales . Los gobiernos provinciales tienen jurisdicción sobre la exploración, el desarrollo, la conservación y la gestión de recursos no renovables , así como sobre la generación y producción de electricidad . La jurisdicción federal en materia de energía se ocupa principalmente de la regulación del comercio interprovincial e internacional y de la gestión de recursos no renovables en tierras federales . [45]
La Junta Nacional de Energía (NEB) era una agencia reguladora federal independiente que regulaba la industria energética canadiense. La NEB se creó en 1959 y dependía del Ministro de Recursos Naturales del Parlamento de Canadá . Sus principales responsabilidades incluían:
El NEB fue reemplazado por el Regulador Canadiense de Energía (CER) en 2019. [46]
En 1985, el gobierno federal y los gobiernos provinciales de Alberta , Columbia Británica y Saskatchewan acordaron desregular los precios del petróleo crudo y el gas natural. El petróleo en alta mar de la región atlántica de Canadá se administra bajo responsabilidad conjunta federal y provincial en Nueva Escocia y Terranova y Labrador . [45]
La regulación provincial de las actividades de petróleo y gas natural, los oleoductos y los sistemas de distribución está a cargo de las juntas provinciales de servicios públicos . Las provincias productoras imponen regalías e impuestos sobre la producción de petróleo y gas natural, ofrecen incentivos para la perforación y otorgan permisos y licencias para construir y operar instalaciones. Las provincias consumidoras regulan los sistemas de distribución y supervisan el precio minorista del gas natural para los consumidores . Las regulaciones clave con respecto a la competencia mayorista y minorista de electricidad se encuentran a nivel provincial. Hasta la fecha, dos provincias (Alberta y Ontario) han iniciado la competencia minorista . En Alberta, el sector eléctrico está en gran parte privatizado , en Ontario el proceso está en curso. En otras provincias, la electricidad es generada y distribuida principalmente por servicios públicos de propiedad provincial . [45]
Según el informe del Fondo Monetario Internacional (FMI) del 2 de mayo de 2019, en 2015, Canadá pagó 43 mil millones de dólares estadounidenses en subsidios energéticos después de impuestos, lo que representa el 2,9 por ciento del PIB y un gasto de 1.191 dólares estadounidenses per cápita. [10] : 35 En vísperas de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de 2015 (COP21) celebrada en París, CBC News informó que los países del G20 gastan 452 mil millones de dólares estadounidenses anualmente en subsidios a los combustibles fósiles . [47] En el año fiscal 2013-2014, el gobierno federal le dio a la industria petrolera aproximadamente 1.600 millones de dólares estadounidenses. El apoyo federal y provincial combinado para la industria petrolera durante ese período ascendió a casi 2.700 millones de dólares estadounidenses. [47] El artículo de CBC cita el informe de 2015 del Overseas Development Institute sobre los subsidios del G20 a la producción de petróleo, gas y carbón. [13] Los líderes de los países del G20 se habían comprometido en 2011 a eliminar gradualmente los subsidios a los combustibles fósiles. [13] En 2013-2014, Canadá también proporcionó un "alto nivel de financiación pública" (varios miles de millones de dólares) para la producción de combustibles fósiles en el extranjero. [13] : 12 Esto incluyó subsidios para petróleo y gas y electricidad basada en combustibles fósiles para empresas estatales (SOE), como Oil India, JOGMEC en Japón, KNOC en Corea y EDF en Francia. [13] : 47 El informe de ODI señaló que a medida que el precio mundial del petróleo disminuyó, alrededor de 30 países introdujeron la eliminación gradual de los subsidios al consumidor de combustibles fósiles en 2014 y 2015. [13] : 67 [48] Durante ese mismo período, las empresas de extracción de combustibles fósiles en Canadá "aumentaron su presión sobre los gobiernos" para obtener ayuda para seguir siendo "competitivas" al brindarles "más exenciones fiscales y otro tipo de apoyo". [49] [13] : 67
En 2015, la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) publicó el Inventario de la OCDE sobre medidas de apoyo a los combustibles fósiles 2015 y un documento complementario al inventario. Canadá preparó un Estudio sobre el apoyo federal al sector de los combustibles fósiles y la Oficina del Auditor General de Canadá compiló un informe como parte de una investigación parlamentaria en 2012. [13] : 33 En 2013-2014, Canadá gastó 2.738 millones de dólares en subsidios para "explotación de petróleo y gas, oleoductos y gasoductos, centrales eléctricas y refinación, combustibles fósiles múltiples o no especificados, minería de carbón y energía a base de carbón". [13] : 41
El ODI informó que a fines de 2015, el gobierno federal canadiense estaba eliminando gradualmente algunos subsidios al petróleo, el gas y la minería. [13] : 82 Para enero de 2015, las arenas petrolíferas de Athasbaska "ya no eran elegibles para la depreciación acelerada". [13] : 82 Estaban "sujetas al mismo régimen fiscal que otros desarrollos de petróleo, minería y gas". [13] : 82 El Crédito Fiscal a la Inversión del Atlántico también estaba en proceso de eliminación gradual. [13] : 82 El gobierno federal introdujo nuevos subsidios a los combustibles fósiles en forma de "exenciones fiscales para la producción de GNL en forma de mayores tasas de deducción de costos de capital que permiten a las empresas deducir el gasto de capital más rápidamente de lo que era posible anteriormente". [13] : 82
El Ministerio de Desarrollo de las Exportaciones de Canadá (EDC), la agencia de crédito a las exportaciones de Canadá, gastó alrededor de 2.500 millones de dólares por año en 2013 y 2014 en las industrias energéticas. [13] : 72
La política energética canadiense refleja la división constitucional de poderes entre el gobierno federal y los gobiernos provinciales. La Constitución de Canadá coloca los recursos naturales bajo la jurisdicción de las provincias . [50] Sin embargo, las tres provincias de las praderas originalmente no controlaban los recursos naturales en las provincias como condición de su ingreso a la Confederación, hasta las Leyes de Recursos Naturales de 1930. Los gobiernos provinciales poseen la mayor parte de las reservas de petróleo, gas natural y carbón, y controlan la mayor parte de la producción de electricidad. Esto significa que el gobierno nacional debe coordinar sus políticas energéticas con las de los gobiernos provinciales, y a veces surgen conflictos intergubernamentales. El problema es particularmente agudo ya que, mientras que las provincias consumidoras de energía tienen la mayor parte de la población y pueden elegir gobiernos federales que introducen políticas que favorecen a los consumidores de energía, las provincias productoras de energía tienen la capacidad de derrotar tales políticas ejerciendo su autoridad constitucional sobre los recursos naturales.
La Sección 92A de la Ley Constitucional de 1867 asignó a los gobiernos provinciales la autoridad exclusiva para hacer leyes en relación con los recursos no renovables y la energía eléctrica, mientras que la Sección 125 impidió al gobierno federal gravar con impuestos las tierras o propiedades de los gobiernos provinciales. Por otra parte, el gobierno federal tiene el poder de hacer tratados con países extranjeros. Esto tiene implicaciones importantes para los tratados que involucran la producción de energía, como el Protocolo de Kioto , que el gobierno canadiense firmó en 2002. Aunque el gobierno federal tenía la autoridad para firmar el tratado, puede requerir la cooperación de los gobiernos provinciales para hacerlo cumplir.
Canadá tiene un sólido perfil energético con recursos abundantes y diversos. Las políticas energéticas y climáticas están interrelacionadas y se implementan tanto a nivel federal como provincial. Un análisis FODA reciente realizado en 2013 de las políticas energéticas y climáticas canadienses ha demostrado que existe una falta de coherencia entre las estrategias federales y regionales. [7] La razón de esta falta de coherencia se atribuyó a las realidades económicas y ambientales, la diversidad de fuentes de energía y las demandas energéticas que varían enormemente entre las provincias canadienses. Como resultado de las diferentes características energéticas de las provincias, se crean múltiples estrategias federales y provinciales, a veces complementarias, pero a menudo contradictorias.
La política energética canadiense se basa en tres principios importantes: (1) mercados competitivos para garantizar un sistema energético exitoso e innovador capaz de satisfacer las necesidades energéticas canadienses, (2) respeto de las jurisdicciones de las provincias y del gobierno federal y (3) intervenciones federales específicas en el proceso de comercio de energía para garantizar que se alcancen los objetivos específicos de la política energética. [8]
Para mejorar la coherencia de las políticas provinciales y federales, se ha instituido una combinación de herramientas de política para facilitar la colaboración entre los gobiernos federal y provincial. Estas herramientas de política han dado como resultado un equilibrio entre el gobierno federal y provincial en la creación de políticas energéticas. El gobierno federal es responsable de establecer objetivos para todo el país y los gobiernos provinciales son responsables de hacer cumplir estos objetivos y desarrollar los métodos para alcanzarlos. [8]
En 2015, el gobierno federal trabajó con los líderes provinciales de Canadá y llegaron a un acuerdo para cooperar en el impulso de la industria del país durante la transición hacia una economía baja en carbono. [8] Los críticos de este acuerdo dudaban de que los líderes provinciales llegaran a un acuerdo y también dudaban de que tuvieran éxito en la formulación de una política energética conjunta. Sin embargo, este no fue el caso. Después de una reunión de tres días en St. John's, Terranova y Labrador, el Consejo de la Federación publicó este informe que establece su visión para una estrategia energética nacional. [8] Este acuerdo tiene como objetivo orientar la política energética entre los gobiernos provinciales. Este acuerdo busca influir en las provincias para promover la eficiencia y la conservación energética, la transición a una economía baja en carbono y mejorar la información y la conciencia energética. La Estrategia de la Isla del Príncipe Eduardo es una estrategia provincial que surgió en respuesta al cumplimiento de los objetivos del gobierno federal presentados en este acuerdo. [9]
El carbón se extrae en Canadá desde 1639, cuando se abrió una pequeña mina en Grand Lake, Nuevo Brunswick . En 1720, los soldados franceses abrieron una mina en Cape Breton, Nueva Escocia, para abastecer a la fortaleza de Louisbourg . Cape Breton luego suministró carbón a Boston y otros puertos estadounidenses. La minería comercial en Nuevo Brunswick comenzó en 1825, aunque la mayor parte de la producción de carbón de la provincia se ha utilizado localmente. En el oeste de Canadá , el carbón se extrajo por primera vez en la isla de Vancouver a partir de 1853. A partir de la década de 1880, la construcción de los ferrocarriles transcontinentales a través de Alberta y Columbia Británica hizo que se desarrollaran minas de carbón en varios lugares cerca de las líneas ferroviarias en las praderas y las montañas. En 1911, las minas occidentales producían la mayor parte del carbón en Canadá y, a pesar de las recesiones, se expandieron gradualmente para producir más del 95% del carbón canadiense. [52] El carbón fue subvencionado en Canadá desde 1887. Las minas de Cape Breton se beneficiaron de esta protección arancelaria para poder competir con el carbón estadounidense que entraba en Ontario a través de los Grandes Lagos. El carbón de Cape Breton se extraía bajo tierra y luego se enviaba a Toronto y Montreal. Las grandes industrias del este, incluidas las acerías, se alimentaban con este carbón. Si bien hubo dificultades y huelgas, el carbón impulsó a Canadá a la Segunda Guerra Mundial . Hubo varias Comisiones Reales sobre el carbón: una en 1947 y otra en 1965.
La participación federal en Cape Breton continuó con la Cape Breton Development Corporation , o Devco, que en realidad era un gran subsidio. La finalización del oleoducto transcanadiense, los reactores nucleares y los campos petrolíferos de Hibernia han terminado [ se necesita más explicación ] carbón en Nueva Escocia . El carbón se encuentra en la isla de Vancouver: hay depósitos de carbón en Cassidy, Nanaimo , Campbell River y Fort Rupert. El carbón se extrajo en Nanaimo durante 102 años desde 1853 hasta 1955. En el interior de BC, el carbón se extrajo en Merritt , Coalmont , Fernie y Hudson's Hope . El desarrollo de las minas de carbón en el oeste de Canadá está integralmente mezclado con la construcción de ferrocarriles: el Canadian Pacific Railway estuvo directamente involucrado en las minas de Fermie. Un ferrocarril separado, la Crow's Nest Line, se construyó para transportar carbón desde las Montañas Rocosas hasta la fundición en Trail. El carbón en Alberta subyace en partes de las Montañas Rocosas. Históricamente, había pozos en Lethbridge , Pincher Creek , Canmore y Nordegg .
El descubrimiento de enormes yacimientos petrolíferos en el oeste de Canadá, a partir del yacimiento de Leduc, Alberta , en 1947, y las crecientes importaciones de petróleo extranjero barato en el este de Canadá afectaron drásticamente la demanda de carbón canadiense. A partir de 1950, casi todo el carbón utilizado para calefacción, industria y transporte fue reemplazado por productos derivados del petróleo y gas natural. Esto tuvo un efecto devastador en las comunidades mineras del Atlántico canadiense, aunque en el oeste de Canadá la pérdida de puestos de trabajo en la industria del carbón fue más que compensada por las ganancias en la industria petrolera.
La minería del carbón inició una fase de expansión a fines de la década de 1960 con la firma de contratos a largo plazo para suministrar carbón metalúrgico a la floreciente industria siderúrgica japonesa. Esto no benefició mucho a la región atlántica de Canadá, pero condujo a la reapertura de minas cerradas y al desarrollo de nuevas minas en Alberta y Columbia Británica. Casi al mismo tiempo, Alberta y Saskatchewan comenzaron a utilizar sus importantes recursos de carbón para generar electricidad. Los aumentos del precio del petróleo crudo en la década de 1970 y principios de la de 1980 aumentaron la demanda de carbón en todo el mundo. Se abrieron nuevas minas en Alberta y Columbia Británica, y se construyeron nuevas instalaciones portuarias en Columbia Británica para satisfacer la creciente demanda en Asia. [52]
Canadá posee las décimas mayores reservas de carbón del mundo, una cantidad enorme teniendo en cuenta la escasa población del país. Sin embargo, la gran mayoría de esas reservas se encuentran a cientos o miles de kilómetros de los centros industriales y puertos marítimos del país, y el efecto de los altos costos de transporte es que permanecen en gran parte sin explotar. Al igual que ocurre con otros recursos naturales, la regulación de la producción de carbón es competencia exclusiva de los gobiernos provinciales, y solo entra en la jurisdicción federal cuando se importa o exporta desde Canadá.
Más del 90% de las reservas de carbón de Canadá y el 99% de su producción se encuentran en las provincias occidentales de Alberta , Columbia Británica y Saskatchewan . Alberta tiene el 70% de las reservas de carbón de Canadá y el 48% de la provincia está sustentada por depósitos de carbón. El depósito de Hat Creek en Columbia Británica tiene uno de los depósitos de carbón más gruesos del mundo, de unos 550 metros (1.800 pies) de espesor. También hay depósitos de carbón más pequeños, pero sustanciales, en Yukón y los Territorios del Noroeste y las Islas Árticas , que están aún más lejos de los mercados. Las provincias atlánticas de Nueva Escocia y Nuevo Brunswick tienen depósitos de carbón que históricamente fueron una fuente muy importante de energía, y Nueva Escocia alguna vez fue el mayor productor de carbón en Canadá, pero estos depósitos son mucho más pequeños y mucho más caros de producir que el carbón occidental, por lo que la producción de carbón en las provincias atlánticas prácticamente ha cesado. Nueva Escocia ahora importa la mayor parte del carbón para sus acerías y plantas de energía de otros países como Colombia. Al mismo tiempo, las provincias occidentales exportan su carbón a 20 países diferentes, en particular Japón , Corea y China , además de utilizarlo en sus propias centrales térmicas. La mina de carbón de Elk Valley es la segunda mina de carbón más grande del mundo.
La región entre Nuevo Brunswick y Saskatchewan, una distancia de miles de kilómetros que incluye los principales centros industriales de Ontario y Quebec , está en gran parte desprovista de carbón. Como resultado, estas provincias importan casi todo el carbón para sus acerías y plantas de energía térmica de los Estados Unidos. Lamentablemente, el carbón del este de los Estados Unidos tiene un alto contenido de azufre, y esto había contribuido a un grave problema de calidad del aire, particularmente en el densamente poblado suroeste de Ontario hasta que eliminaron gradualmente la última planta de energía a carbón en 2014. [53] En Alberta, la central eléctrica de carbón de Sundance y la central generadora de Genesee son la segunda y tercera fuentes más importantes de gases de efecto invernadero en Canadá. [54]
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En 1858, James Miller Williams excavó el primer pozo petrolífero de Norteamérica en Oil Springs, Ontario, precediendo a Edwin Drake, quien perforó el primero en los Estados Unidos un año después. En 1870, Canadá tenía 100 refinerías en funcionamiento y exportaba petróleo a Europa. [55] Sin embargo, los yacimientos petrolíferos de Ontario eran poco profundos y pequeños, y la producción de petróleo alcanzó su punto máximo y comenzó a declinar alrededor de 1900. En contraste, la producción de petróleo en los Estados Unidos creció rápidamente en la primera parte del siglo XX después de que se hicieran enormes descubrimientos en Texas, Oklahoma, California y otros lugares.
En 1914, Turner Valley se convirtió en el primer yacimiento importante descubierto en Alberta. Los inversores del este de Canadá y el gobierno federal mostraron poco interés y el yacimiento fue desarrollado principalmente por filiales de empresas estadounidenses. En un principio se creyó que se trataba de un yacimiento de gas con una pequeña cantidad de nafta condensada en el gas, pero debido a la falta de regulaciones, alrededor del 90% del gas se quemó para extraer la pequeña cantidad de líquidos de petróleo, una cantidad de gas que hoy valdría miles de millones de dólares.
En 1930 se descubrió petróleo crudo en el yacimiento de Turner Valley, debajo y al oeste de la capa de gas. Esto fue una sorpresa para los geólogos porque la capa de gas libre, que podría haber proporcionado el impulso del yacimiento para producir el petróleo, ya se había producido y quemado en gran parte para ese momento. Como resultado, menos del 12% del petróleo original en el yacimiento de Turner Valley se recuperará alguna vez. [56]
El gobierno provincial de Alberta se molestó por el evidente despilfarro, por lo que en 1931 aprobó la Ley de Pozos de Petróleo y Gas, seguida en 1932 por la Ley de Conservación del Valle Turner. Sin embargo, el gobierno federal declaró inconstitucionales ambas leyes y la quema derrochadora de gas natural continuó. Sin embargo, en 1938 el gobierno provincial estableció la Junta de Conservación del Petróleo y el Gas Natural de Alberta (hoy conocida como Junta de Conservación de Recursos Energéticos ) para iniciar medidas de conservación, y esta vez logró implementarla con éxito. [57]
Este organismo era el regulador de la producción de petróleo y gas en Alberta y, por lo tanto, de la mayor parte de la producción en Canadá. Como autoridad reguladora provincial con más experiencia en la industria, se convirtió en un modelo para las demás provincias productoras de petróleo y gas; de hecho, ha sido utilizado como modelo por muchas industrias petroleras nacionales en todo el mundo.
Al final de la Segunda Guerra Mundial, Canadá importaba el 90% de su petróleo de los EE. UU. La situación cambió drásticamente en 1947 cuando Imperial Oil perforó una anomalía peculiar en sus registros sísmicos recientemente desarrollados cerca del entonces pueblo de Leduc , Alberta. El pozo Leduc No. 1 identificó un gran campo petrolífero y proporcionó la clave geológica para otros descubrimientos importantes dentro de Alberta. Los geólogos pronto comenzaron a identificar y perforar otros arrecifes devónicos , principalmente en la parte centro-norte de la provincia. Comenzó la fiebre del petróleo de Alberta y los perforadores rápidamente comenzaron a identificar otras formaciones importantes que contenían petróleo, como la que alberga el gigantesco campo petrolífero de Pembina.
El descubrimiento de Leduc y la serie de descubrimientos aún mayores que le siguieron rápidamente expulsaron el petróleo importado de las praderas canadienses y produjeron un enorme excedente de petróleo que no tenía un mercado inmediato. En 1949, Imperial Oil solicitó al gobierno federal la construcción del oleoducto interprovincial (IPL) hasta el lago Superior , y en 1950 se completó hasta el puerto de Superior, Wisconsin . Mucha gente se preguntó por qué se construyó hasta un puerto estadounidense en lugar de uno canadiense, pero el gobierno federal estaba más interesado en el hecho de que las exportaciones de petróleo eliminaran por completo el déficit comercial del país.
En 1950, el gobierno federal aprobó un oleoducto occidental y en 1953 se construyó el oleoducto Transmountain de 1200 km (750 mi) desde Edmonton hasta el puerto de Vancouver , Columbia Británica , con una extensión hasta Seattle , Washington . El IPL se extendió a través de Sarnia , Ontario , hasta Toronto en 1956 y se convirtió, con 3100 km (1900 mi), en el oleoducto más largo del mundo en ese momento. Se construyeron extensiones hasta Chicago y otras ubicaciones de refinería en el medio oeste de los Estados Unidos durante la década de 1960, lo que mejoró la seguridad energética de Estados Unidos.
Los productores de petróleo de Alberta descubrieron que recibían un mejor trato del gobierno de los EE. UU. que del gobierno canadiense. La política energética de los EE. UU. durante la Guerra Fría dio preferencia al petróleo canadiense y trató a Alberta como si fuera un estado de los EE. UU., ya que la ubicación de los vastos campos petrolíferos de Alberta los hacía más seguros contra ataques que los principales campos petrolíferos estadounidenses en Alaska, California y Texas. Los productores de Alberta pidieron al gobierno federal acceso exclusivo al mercado petrolero del este de Canadá, aunque calcularon que no podrían entregar petróleo de Alberta a Montreal por menos del precio del petróleo importado. [ cita requerida ] Las refinerías del área de Montreal y el gobierno de Quebec se opusieron a esto, lo que resultó en la Política Nacional del Petróleo de 1961. Esta trazó una línea divisoria en el río Ottawa y dio a los productores canadienses derechos exclusivos para vender petróleo al oeste de la línea. Solo las refinerías al este de la línea podían continuar procesando petróleo importado.
No todos estaban contentos con el acuerdo. El objetivo de la Política Nacional del Petróleo era promover la industria petrolera de Alberta asegurándole una porción protegida del mercado interno. Bajo la política, Canadá quedó dividido en dos mercados petroleros. El mercado al este del valle de Ottawa (la línea Borden) utilizaría petróleo importado, mientras que al oeste de la línea Borden, los consumidores utilizarían los suministros más caros de Alberta. Durante la mayor parte del período 1961-1973, los consumidores del oeste pagaron entre 1,00 y 1,50 dólares por barril por encima del precio mundial, que, justo antes del embargo petrolero de la OPEP y el aumento de precios de 1973, se situaba en alrededor de 3,00 dólares. También pagaron precios proporcionalmente más altos en el surtidor que los canadienses al este de la línea Borden.
En 1970, Quebec creó una empresa petrolera de propiedad provincial llamada SOQUIP. Un año después, el tono nacionalista de la Comisión Gordon encontró expresión práctica con la creación de la Corporación de Desarrollo de Canadá , para "recomprar" industrias y recursos canadienses con acuerdos que incluían la adquisición de las operaciones occidentales de Aquitania, en Francia, y su conversión en Canterra Energy. También en 1971, el gobierno federal bloqueó una propuesta de compra de Home Oil, controlada por Canadá, por parte de Ashland Oil, con sede en Estados Unidos.
La ola de acción directa se extendió a Alberta cuando el primer ministro Peter Lougheed y sus conservadores ganaron el poder en 1971, poniendo fin a 36 años de gobierno del Crédito Social . La elaborada plataforma electoral de Lougheed, titulada Nuevas direcciones, resonaba con temas comunes entre los países de la OPEP al prometer crear compañías provinciales de recursos y crecimiento petrolero, recaudar una mayor proporción de los ingresos energéticos y fomentar la diversificación económica para prepararse para el día en que se agotaran las reservas de petróleo. La idea de recursos limitados surgió del ámbito de la teoría a los hechos concretos de la política cuando la NEB rechazó las solicitudes de exportación de gas natural en 1970 y 1971, con el argumento de que no había excedentes y Canadá necesitaba los suministros. La fuerza del nuevo sentimiento conservacionista se subrayó cuando la NEB mantuvo su posición a pesar de una declaración de 1971 del Departamento de Energía federal de que pensaba que Canadá tenía un suministro de gas natural para 392 años y suficiente petróleo para 923 años.
En 1973, esta situación cambió abruptamente.
El gobierno canadiense ya había comenzado a cambiar su política energética. La inflación se había convertido en un problema nacional y los precios del petróleo estaban subiendo, y el 4 de septiembre de 1973 Pierre Trudeau pidió a las provincias occidentales que aceptaran una congelación voluntaria de los precios del petróleo. Nueve días después, su gobierno impuso un impuesto de 40 centavos por cada barril de petróleo canadiense exportado. El impuesto equivalía a la diferencia entre los precios nacionales e internacionales del petróleo, y los ingresos se utilizaban para subsidiar las importaciones de las refinerías del este. De un plumazo, Ottawa comenzó a subsidiar a los consumidores del este mientras reducía los ingresos disponibles para las provincias productoras y la industria petrolera. El primer ministro de Alberta, Peter Lougheed, anunció pronto que su gobierno revisaría su política de regalías en favor de un sistema vinculado a los precios internacionales del petróleo.
Dos días después, el 6 de octubre, estalló la Guerra del Yom Kippur. La OPEP aprovechó el conflicto para duplicar el precio del barril de petróleo ligero de Arabia Saudita, a 5,14 dólares. Arabia Saudita y los demás estados árabes impusieron entonces embargos a los países que apoyaban a Israel, y los precios del petróleo subieron a 12 dólares.
Estos acontecimientos agravaron las tensiones entre los líderes provinciales, federales y de la industria. El resto de la década de 1970 estuvo marcada por una escalada de medidas y contramedidas por parte de Ottawa, las provincias occidentales e incluso Terranova. La atmósfera era de urgencia, alarma y crisis, y los conflictos globales añadieron gravedad a las disputas entre el gobierno federal y las provincias.
Entre 1979 y 1980, nuevas crisis en Oriente Medio provocaron un aumento de los precios impulsado por el pánico. La primera fue la revolución iraní , seguida poco después por la guerra entre ese país e Irak. Los precios del petróleo aumentaron más del doble, hasta alcanzar los 36 dólares por barril.
Introducido por el gobierno liberal de Pierre Trudeau el 28 de octubre de 1980, el controvertido Programa Nacional de Energía (PNE) tenía tres objetivos: la autosuficiencia energética; la redistribución de la riqueza de un recurso no sostenible para beneficiar al país en su conjunto; y una mayor propiedad de la industria petrolera por parte de los canadienses. [58] Tal como se implementó, el PNE dio al gobierno federal control sobre los precios del petróleo, imponiendo un tope de precios y derechos de exportación.
El gobierno federal se enfrentó a dos grandes retos a la hora de crear un programa energético verdaderamente nacional. El primero era que Canadá es al mismo tiempo importador y exportador de petróleo: importa petróleo de fuentes marinas como Venezuela y Oriente Medio a sus provincias orientales, mientras que al mismo tiempo exporta petróleo de sus provincias occidentales a los Estados Unidos. Si bien era popular en el este y centro de Canadá, el programa provocó un fuerte resentimiento en la provincia de Alberta [59], donde se concentra la producción de petróleo y gas. El segundo problema era que los gobiernos provinciales, y no el gobierno federal, tienen jurisdicción constitucional sobre los recursos naturales. El gobierno de Alberta era en realidad el propietario de la mayor parte del petróleo de Canadá, lo que provocó un enfrentamiento con el gobierno de Alberta, ya que cualquier reducción de los precios del petróleo provenía directamente de los ingresos del gobierno de Alberta. El conflicto se agravó por el hecho de que el gobierno de Alberta tenía a su disposición mecanismos constitucionales mediante los cuales podía eliminar el petróleo de los impuestos federales y trasladar los costos de los subsidios petroleros al gobierno federal, lo que aumentó el déficit del gobierno federal.
El Programa Nacional de Energía tenía otros defectos. Se basaba en un precio mundial que iba aumentando de forma constante hasta los 100 dólares por barril. En los años siguientes, el precio mundial del petróleo descendió hasta los 10 dólares por barril. Como el gobierno federal basaba su gasto en esa cifra mayor, el resultado fue que gastó mucho dinero en subsidios que no podía recuperar en impuestos a la producción. Además, debido a la proximidad al mercado estadounidense, las empresas tenían oportunidades de ganar dinero jugando con los diferenciales de precios. Por ejemplo, las refinerías del este de Canadá importaban petróleo subsidiado hasta la mitad del precio mundial, lo refinaban para convertirlo en productos y lo exportaban a los Estados Unidos al precio mundial completo. Las aerolíneas que volaban entre Europa y los Estados Unidos por la ruta polar despegaban con la menor cantidad de combustible posible y paraban brevemente en Canadá para repostar antes de continuar hacia su destino. Las compañías de camiones que operaban entre lugares del norte de los Estados Unidos desviaban sus camiones a través de Canadá para repostar. Ninguna de estas transacciones era ilegal, ni siquiera inusual considerando la naturaleza integrada de las economías, pero todas tuvieron el efecto de transferir miles de millones de dólares de los impuestos canadienses a los balances de empresas (en su mayoría de propiedad extranjera). Un tercer defecto fue que la NEP suponía que los futuros descubrimientos de petróleo se harían en áreas bajo jurisdicción federal, como el Ártico y las costas. Al final resultó que la mayoría de los principales descubrimientos de petróleo en Canadá ya se habían hecho, y los subsidios otorgados por el gobierno federal a las empresas que exploraban en jurisdicción federal no fueron productivos. Todos estos defectos resultaron en grandes e inesperados aumentos del déficit presupuestario federal.
El resultado final de la NEP fue que el gobierno federal no logró mantener bajos los precios de los combustibles y al mismo tiempo sufrió pérdidas financieras. En las elecciones de 1984, el gobernante Partido Liberal fue derrotado. El Partido Conservador Progresista, que resultó vencedor, desmanteló la política un año después de su elección.
En 1975, el gobierno liberal reaccionó a la crisis petrolera de 1973 creando una compañía petrolera de propiedad federal, Petro-Canada . La corporación de la Corona fue creada originalmente para ser un "ojo vigilante de la industria petrolera" durante un período de percepción de crisis energética . Inicialmente, sus activos consistían únicamente en la participación del gobierno federal en la compañía de arenas petrolíferas Syncrude y la empresa de exploración petrolera del Ártico Panarctic Oils .
Sin embargo, el gobierno lo expandió rápidamente comprando los activos canadienses de compañías petroleras de propiedad extranjera, como Atlantic Richfield en 1976, Pacific Petroleums en 1979, Petrofina en 1981, los activos de refinación y comercialización de BP en 1983 y de Gulf Oil en 1985.
La propiedad federal puso a Petro-Canada en conflicto con los gobiernos provinciales que tenían el control sobre la mayor y más económica producción de petróleo del país. Estos se opusieron a la intrusión federal en su jurisdicción constitucional y trataron de bloquear las incursiones federales. Por ejemplo, cuando Petro-Canada intentó comprar Husky Oil en 1978, el gobierno de Alberta obtuvo subrepticiamente el control de las acciones de Husky a través de Alberta Gas Trunk Line y bloqueó con éxito la adquisición. En 1979, Petro-Canada adquirió Westcoast Transmission Co. Ltd. y Pacific Petroleums Ltd., su empresa matriz, como una compañía petrolera totalmente integrada por el precio de compra récord de 1.500 millones de dólares.
Petro-Canada sobreestimó el precio futuro del petróleo y, en consecuencia, pagó precios altos por los activos petroleros que adquirió, cuyo valor luego se redujo considerablemente. Su suposición de que se harían nuevos descubrimientos de petróleo importantes en el Ártico y frente a la costa atlántica resultó ser incorrecta. Petro-Canada abandonó desde entonces todos los pozos que perforaba Panarctic, y los descubrimientos que hizo frente a la costa atlántica fueron menos numerosos, más costosos y tardaron más en desarrollarse de lo esperado. Hibernia no produjo petróleo hasta 1997 y Terra Nova hasta 2002. El gobierno también esperaba que Petro-Canada obligara a los consumidores a bajar lo que consideraba un precio elevado de la gasolina, pero la producción de petróleo de Petro-Canada era más cara y sus refinerías de petróleo menos eficientes que las de las empresas multinacionales competidoras, y se encontró perdiendo dinero en todos los aspectos de la industria petrolera.
Cuando los conservadores reemplazaron a los liberales en el poder en 1984, comenzaron a revertir el proceso de nacionalización. En 1991, aprobaron una ley que permitía la privatización y comenzaron a vender acciones al público. Los liberales regresaron al poder en 1993, pero habían perdido el interés en tener una compañía petrolera nacional y continuaron el proceso de privatización. En 1995, el gobierno federal redujo su participación al 20 por ciento y en 2004 vendió las acciones restantes. A Petro-Canada le ha ido mejor desde la privatización porque los aumentos de los precios del petróleo desde 2003 hacen que su producción de alto costo sea rentable, y la consolidación de sus operaciones de refinación en menos refinerías pero de mayor tamaño redujo sus costos de refinación incluso cuando los precios aumentaron.
El 23 de marzo de 2009, Petro-Canada y Suncor Energy anunciaron que se fusionarían para crear la mayor empresa petrolera de Canadá. En el momento del anuncio, la capitalización de mercado combinada de las dos corporaciones era de 43.000 millones de dólares. La organización fusionada operaría bajo el nombre de Suncor, pero utilizaría la marca Petro-Canada en sus operaciones minoristas. Las empresas estimaron que la fusión ahorraría 1.300 millones de dólares al año en costos de capital y operativos, y dijeron que la empresa más grande tendrá los recursos financieros para seguir adelante con los proyectos de arenas petrolíferas más prometedores. [60]
Canadá tiene depósitos de arenas petrolíferas mayores que el suministro total mundial de petróleo convencional, con 270 mil millones de m3 ( 1.700 mil millones de barriles) a 400 mil millones de m3 ( 2.500 mil millones de barriles). [61] [62] De estos, 27.8 mil millones de m3 ( 175 mil millones de barriles) son extraíbles a los precios actuales utilizando la tecnología actual, lo que hace que las reservas probadas de petróleo de Canadá sean las segundas después de Arabia Saudita. Los costos de producción son considerablemente más altos que en el Medio Oriente , pero esto se compensa con el hecho de que los riesgos geológicos y políticos son mucho menores que en la mayoría de las principales áreas productoras de petróleo. Casi todas las arenas petrolíferas canadienses se encuentran en Alberta. Las arenas petrolíferas de Athabasca son los únicos depósitos importantes de arenas petrolíferas en el mundo que son lo suficientemente superficiales para la minería a cielo abierto.
La producción comercial comenzó en 1967, cuando Great Canadian Oil Sands (actualmente Suncor ) inauguró la primera gran mina de arenas petrolíferas del mundo. Syncrude abrió la segunda gran instalación en 1978. La tercera, a cargo de Shell Canada , comenzó en 2003. Los aumentos de los precios del petróleo de 2004-2007 hicieron que las arenas petrolíferas fueran mucho más rentables y, en 2007, se estaban construyendo o planificando nuevas minas y proyectos térmicos por un valor de más de 100.000 millones de dólares. Royal Dutch Shell anunció que, en 2006, sus operaciones de arenas petrolíferas canadienses eran casi el doble de rentables por barril que sus operaciones internacionales de petróleo convencional y, en julio de 2007, anunció que iniciaría una enorme expansión de 27.000 millones de dólares de sus plantas de arenas petrolíferas en Alberta.
El costo de producción de las arenas petrolíferas, desde la arena petrolífera en bruto hasta el fraccionamiento en la tubería de alimentación, era de 18 dólares por barril; ahora [ ¿cuándo? ] con las mejoras está en el rango de 12 a 15 dólares. Los rápidos aumentos de precios en los últimos años [ ¿cuándo? ] han contribuido en gran medida a la rentabilidad de una industria que tradicionalmente se ha centrado en la reducción de los costos operativos, y continúa haciéndolo. Los economistas ambientales señalan que el enfoque en los costos operativos no aborda suficientemente los problemas ambientales, por ejemplo, "paisajes devastados, ríos saqueados, habitantes enfermos y química atmosférica alterada". [63]
Las operaciones de explotación de arenas petrolíferas difieren del petróleo convencional en que la rentabilidad inicial es algo menor, pero los riesgos geológicos y políticos son bajos, las reservas son enormes y la vida útil esperada de la producción se extiende por generaciones en lugar de sólo unos pocos años. Los gobiernos tienen un incentivo para subsidiar los costos iniciales, ya que recuperarán sus subsidios iniciales de los ingresos fiscales a lo largo de un largo período de tiempo. Desde el punto de vista de los ingresos federales y provinciales, también difieren en que el gobierno federal recibirá una participación mayor y un mayor rendimiento de sus incentivos que del petróleo convencional, mientras que la participación provincial, aunque sustancial, será proporcionalmente menor. En consecuencia, ha tendido a haber mucho menos conflicto intergubernamental y más acuerdo sobre cómo deben manejarse estos proyectos.
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La industria del gas natural en Alberta, que data de 1883, enfrentó complejidades políticas en la exportación de gas en comparación con el petróleo. Los canadienses históricamente consideraban al gas natural como un recurso crucial, arraigado en su importancia para la calefacción de espacios. A fines de la década de 1940, la Junta de Conservación de Alberta abordó las prácticas de producción derrochadoras y la Comisión Dinning apoyó la priorización de los albertanos para el suministro de gas. Luego, Alberta aprobó la Ley de Conservación de Recursos de Gas, otorgando el control sobre el gas y los permisos de exportación a la Junta de Conservación de Petróleo y Gas. El gobierno federal, alineándose con el enfoque de Alberta, trató al gas natural como un recurso canadiense, regulando las exportaciones a través de la Ley de Oleoductos en 1949. No fue hasta el Tratado de Libre Comercio entre Canadá y Estados Unidos en 1988 que el gas natural comenzó a comercializarse libremente entre los EE. UU. y Canadá. A partir de 2016, Alberta, el mayor productor de gas natural de Canadá, consumió la mayor cantidad de gas natural, atribuyendo el 40% a la generación de electricidad. [64]
El gobierno provincial ha declarado que "el gas natural es una solución climática" [65] , en virtud de la iniciativa LiveSmart BC, los hornos y calentadores de agua a gas natural reciben un reembolso en efectivo, lo que promueve la quema de combustibles fósiles en la provincia [66] . La provincia afirma que una parte importante de la nueva producción de gas natural provendrá de la cuenca del río Horn , donde se liberarán a la atmósfera alrededor de 500 millones de toneladas de CO2 [ 67] [68] La producción de gas natural en BC se triplicó entre 1990 y 2010 [69].
Las emisiones totales de petróleo y gas natural de Columbia Británica en 2014 fueron de 50 millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente. [70] La ciudad de Vancouver publicó en 2015 un informe que indicaba que, en el caso de los edificios, el gas natural suministraba el 59% de todo el consumo energético, mientras que la electricidad constituía el resto. [71] Columbia Británica se ha comprometido a reducir los gases de efecto invernadero a un 33% por debajo de los niveles de 2007 para 2020, sin embargo, la provincia está muy lejos de ese objetivo, ya que solo logró una reducción del 6,5% a partir de 2015. [72] Aunque se espera que la nueva presa Site C tenga un gran excedente inicial de electricidad, el anterior gobierno liberal de la provincia propuso vender esta energía en lugar de utilizarla para reducir los 65 millones de m3 ( 2.300 millones de pies cúbicos) por día de consumo de gas natural. [73] [74] [64]
El uso de la electricidad en Canadá comenzó con unas pocas instalaciones de prueba de luces de arco eléctrico en Montreal y Toronto en 1878 y 1879. En Toronto se instaló un sistema de iluminación de arco permanente en 1881 y se utilizó para iluminar varias tiendas, incluida Eaton's . En Ottawa , se instalaron luces de arco en varias fábricas. En 1883, se instalaron luces de arco en las calles de Toronto, Montreal y Winnipeg , y en 1890, numerosas ciudades, desde St. John's, Terranova y Labrador hasta Victoria, Columbia Británica, tenían iluminación de arco.
Las primeras instalaciones exitosas de los sistemas de iluminación incandescente de Thomas Edison comenzaron en Ontario y Quebec a partir de 1882. En 1886 se instaló una pequeña planta que suministraba luces incandescentes en los edificios del Parlamento en Ottawa. Estos sistemas de corriente continua (CC) solo podían dar servicio en un radio de 800 metros (2600 pies) desde la planta eléctrica. Sin embargo, en 1888 se instaló la primera instalación permanente de un sistema de corriente alterna (CA) de Westinghouse en Cornwall, Ontario .
La competencia entre corriente alterna y corriente continua llegó a su punto álgido durante el desarrollo del potencial de las cataratas del Niágara , porque los sistemas de corriente alterna podían suministrar electricidad a distancias mucho mayores que los sistemas de corriente continua. Esto era de enorme importancia para Canadá, que tenía numerosos emplazamientos hidroeléctricos potenciales en lugares remotos. En 1897 se construyó un sistema de transmisión desde el río Batiscan, a 26 kilómetros (16 millas) de Trois-Rivières , Quebec . En 1901 se aprovecharon las cataratas de Shawinigan y, en 1903, una línea eléctrica de 50.000 voltios transportaba electricidad desde allí hasta Montreal. [75]
En 1906, bajo la influencia de Adam Beck , la Legislatura de Ontario creó la Comisión de Energía Hidroeléctrica (HEPC, por sus siglas en inglés) para construir líneas de transmisión que suministraran a las empresas de servicios públicos municipales la energía generada en las cataratas del Niágara por empresas privadas. En 1910, la HEPC comenzó a construir líneas eléctricas de 110.000 voltios para suministrar electricidad a numerosos municipios del suroeste de Ontario. En 1922, comenzó a construir sus propias centrales generadoras y, gradualmente, se hizo cargo de la mayor parte de la generación de energía en Ontario. En 1926, firmó contratos a largo plazo para comprar electricidad a las compañías eléctricas de Quebec, pero estos resultaron controvertidos cuando las disputas jurisdiccionales impidieron el desarrollo de los ríos San Lorenzo y Ottawa y la Gran Depresión redujo la demanda. Sin embargo, durante la Segunda Guerra Mundial demostraron ser una fuente de energía extremadamente importante para la producción bélica.
Después de la Segunda Guerra Mundial, el desarrollo de la vía marítima del San Lorenzo en conjunto con las autoridades energéticas estadounidenses permitió el desarrollo del potencial del río San Lorenzo, y los acuerdos con Quebec permitieron a Ontario desarrollar sitios en el curso superior del río Ottawa. Sin embargo, la capacidad hidroeléctrica en Ontario era inadecuada para satisfacer la creciente demanda, por lo que se construyeron centrales eléctricas de carbón cerca de Toronto y Windsor a principios de la década de 1950. En la década de 1960, Ontario recurrió a la energía nuclear . En 1962, HEPC y Atomic Energy of Canada Limited comenzaron a operar un demostrador de energía nuclear de 25 megavatios , y en 1968 pusieron en servicio la central nuclear Douglas Point de 200 megavatios . A esto le siguieron la central nuclear Pickering en 1971, la central nuclear Bruce en 1977 y la central nuclear Darlington en 1989. En 1974, hacia el comienzo de esta expansión, HEPC pasó a llamarse Ontario Hydro , que había sido durante mucho tiempo su nombre informal. [76] Con el tiempo, Pickering creció hasta tener ocho reactores nucleares de 540 MW, Bruce hasta ocho reactores de más de 900 MW y Darlington hasta cuatro unidades de 935 MW. [77]
En la década de 1990, la enorme deuda derivada de la construcción de centrales nucleares, combinada con una fiabilidad y una vida útil inferiores a las esperadas, se convirtió en un problema político. El gobierno de Ontario decidió abrir el mercado a la competencia. Mientras tanto, el cierre de muchos de los reactores nucleares de Ontario para su rehabilitación, combinado con una demanda creciente, dio lugar a un aumento sustancial de la generación de energía a partir de carbón, con el consiguiente aumento de los niveles de contaminación del aire. En 2003, un nuevo gobierno asumió el poder en Ontario y se comprometió a eliminar gradualmente el carbón como fuente de generación, dejando abierta la cuestión de cómo Ontario iba a satisfacer la demanda futura.
El gobierno de Quebec siguió el ejemplo de Ontario al nacionalizar su sector eléctrico y en 1944 expropió los activos del monopolio Montreal Light, Heat and Power Company para crear una nueva corporación de la corona llamada Hydro-Québec . En la era de la posguerra, Hydro-Québec se dedicó a expandir y mejorar la confiabilidad de la red eléctrica y demostró que podía transmitir electricidad a largas distancias con voltajes extremadamente altos. Bajo Maurice Duplessis, el gobierno de Quebec prefirió dejar la electrificación de las áreas rurales a la Agencia de Electrificación Rural. Sin embargo, después de que Jean Lesage tomó el poder en 1960, Hydro-Québec obtuvo derechos exclusivos para desarrollar nuevos proyectos hidroeléctricos y en 1963 comenzó la adquisición gradual de todos los distribuidores privados en la provincia. Impulsada por la demanda en rápido crecimiento, Hydro-Québec construyó tres grandes complejos hidroeléctricos en rápida sucesión: Manicouagan-Outardes en la costa norte del río San Lorenzo y el Proyecto James Bay en el río La Grande . Esto, combinado con una demanda menor a la proyectada, creó un excedente de electricidad en Quebec, por lo que en 1997 Hydro-Québec comenzó a comercializar electricidad al por mayor a los Estados Unidos. [78]
El desarrollo de la energía eléctrica en la Columbia Británica comenzó con la instalación de luces eléctricas en Victoria en 1883. Creada en 1897, la BC Electric Company construyó la primera planta hidroeléctrica de la Columbia Británica cerca de Victoria al año siguiente y creó subsidiarias para suministrar electricidad a Victoria y Vancouver , las dos ciudades más grandes de la provincia. BC Electric fue adquirida por Power Corporation, con sede en Montreal , en 1928. Antes y durante la Segunda Guerra Mundial, BC Electric suministró energía principalmente a las principales ciudades de Vancouver y Victoria, dejando a otras regiones con un suministro irregular y poco confiable. En 1938, el gobierno de Columbia Británica creó la Comisión de Servicios Públicos de Columbia Británica , que limitó los márgenes de ganancia de BC Electric. En 1945, el gobierno provincial creó una corporación de la corona , la BC Power Commission (BCPC), para adquirir pequeñas empresas de servicios públicos y extender la electrificación a áreas rurales y aisladas. BCPC creció para abastecer a más de 200 pequeñas comunidades en toda la provincia.
Los gobiernos de Estados Unidos y Canadá firmaron el Tratado del Río Columbia en 1961 y lo ratificaron en 1964, acordando compartir la energía de las represas hidroeléctricas en el río Columbia . Para permitir el desarrollo de importantes sitios hidroeléctricos en los ríos Columbia y Peace , el gobierno de Columbia Británica bajo el Primer Ministro WAC Bennett compró BC Electric en 1961, y al año siguiente la fusionó con la BCPC para crear la Autoridad Hidroeléctrica y Energética de Columbia Británica, comúnmente conocida como BC Hydro . Durante los años 60 y 70, BC Hydro construyó algunos de los proyectos hidroeléctricos más grandes del mundo, en particular la represa WAC Bennett . Más del 80% de la electricidad de BC Hydro es producida por 61 represas en 43 ubicaciones en los ríos Columbia y Peace. Desde entonces, los desarrollos de la empresa han sido mucho menores. Durante la década de 1980, BC Hydro cambió su enfoque de construir nuevas plantas hidroeléctricas a promover la conservación de la energía . [79] [80] [81]
En 2010, la provincia promulgó la Ley de Energía Limpia que la pone en el camino hacia la autosuficiencia eléctrica y la conservación de la energía, al tiempo que abre la puerta a las exportaciones de energía, a más inversiones en energía limpia y renovable y al requisito de que el 93 por ciento de su electricidad debe provenir de fuentes limpias o renovables. [82] Después de que la primera solicitud para construir la presa Site C fuera rechazada por la Comisión de Servicios Públicos de BC en 1983, BC Hydro comenzó a comprar a productores de energía independientes que proporcionan el 20% del suministro de BC Hydro.
El sistema eléctrico de Alberta, que comenzó en la década de 1890, evolucionó como una combinación de sistemas de propiedad municipal y privada basados en la generación de energía a partir de carbón, complementados con algo de energía hidroeléctrica. La mayoría de los municipios principales operaban sistemas de distribución de propiedad municipal.
En 2008, el sector eléctrico de Alberta era el más intensivo en carbono de todas las provincias y territorios canadienses, con emisiones totales de 55,9 millones de toneladas de CO
2equivalente en 2008, lo que representa el 47% de todas las emisiones canadienses en el sector de generación de electricidad y calor. [83]
El 19 de julio de 1911, se constituyó la empresa Canadian Western Natural Gas, Light, Heat, and Power Company Limited para suministrar gas natural desde las cercanías de Medicine Hat a otras comunidades del sur de Alberta. También se suministraba electricidad.
En 1954, International Utilities se convirtió en la propietaria corporativa de Canadian, Northwestern y Canadian Western Utilities. Canadian Utilities compró McMurray Light and Power Company Limited y Slave Lake Utilities. Northland Utilities Limited se incorporó en 1961. A principios de la década de 1970, Canadian Utilities se convirtió en la empresa matriz de Canadian Western, Northwestern, Northland y Alberta Power Limited, que era la empresa eléctrica de Canadian Utilities. [84]
El 23 de octubre de 1891, un grupo de empresarios obtuvo un permiso de 10 años para construir la Edmonton Electric Lighting and Power Company en las orillas del río North Saskatchewan. La Edmonton Electrical Lighting and Power Company se convirtió en una empresa eléctrica de propiedad municipal en 1902, luego los departamentos de Distribución Eléctrica y Planta de Energía se combinaron para formar Edmonton Power en 1970. La capacidad de generación eléctrica también se amplió en 1970 con la construcción de la central eléctrica de carbón Clover Bar. En los siguientes ocho años, se agregaron otras tres unidades, lo que elevó la capacidad de generación combinada de las centrales generadoras Clover Bar y Rossdale a 1050 megavatios en 1979. La expansión se produjo nuevamente en 1989 con la primera unidad Genesee que opera a plena carga y en 1994 con una segunda unidad Genesee hasta una capacidad total de ambas unidades de 850 megavatios. La electricidad generada en Genesee se puso a disposición comercial a través de la Red Interconectada de Alberta a principios de la década de 1990. EPCOR se formó a partir de la fusión de las empresas de servicios públicos municipales de energía y agua de Edmonton en 1996 y se convirtió en una empresa pública en 2006. Luego, EPCOR Utilities Inc. escindió su negocio de generación de energía para crear Capital Power Corporation en 2009. [85]
Este sistema eléctrico cambió en 1996, cuando Alberta comenzó a reestructurar su mercado eléctrico, alejándose de la regulación tradicional y adoptando un sistema basado en el mercado . El mercado ahora incluye una gran cantidad de compradores y vendedores, y una infraestructura cada vez más diversa.
Los consumidores van desde compradores residenciales hasta grandes consumidores industriales que extraen arenas petrolíferas, operan oleoductos y muelen productos forestales. En cuanto a la oferta, los generadores van desde parques eólicos al este de Crowsnest Pass hasta plantas de arenas petrolíferas y otras instalaciones de procesamiento de petróleo que generan un excedente de electricidad comercializable para sus propias necesidades, hasta plantas de carbón cerca de Edmonton. Debido a la menor altitud, las temperaturas más frías, mayores suministros de agua para refrigeración y generación de vapor y grandes suministros de carbón térmico cerca de la superficie, el centro de Alberta es termodinámicamente el mejor lugar de Alberta para generar electricidad alimentada con hidrocarburos. [86]
La diversidad del suministro eléctrico de Alberta ha aumentado sustancialmente en los últimos años. En gran medida debido a la desregulación, la provincia tiene más diversidad de tecnología, combustibles, ubicaciones, propietarios y mantenimiento que en el pasado y que el resto de Canadá. La confiabilidad del sistema, su estructura de costos y la exposición colectiva de Alberta al riesgo ahora se satisfacen con un sistema complejo basado en diversas fuentes de energía. Sin embargo, las líneas eléctricas sobrecargadas entre el norte de Alberta y el sur de la provincia están desperdiciando suficiente electricidad para abastecer a la mitad de la ciudad de Red Deer, Alberta . [86] [87]
Canadá es líder en el campo de la energía nuclear. La energía nuclear en Canadá es proporcionada por 19 reactores comerciales con una capacidad neta de 13,5 gigavatios (GWe), que producen un total de 95,6 teravatios-hora (TWh) de electricidad, lo que representó el 16,6% de la generación total de energía eléctrica del país en 2015. Todos menos uno de estos reactores están ubicados en Ontario , donde produjeron el 61% de la electricidad de la provincia en 2016 (91,7 TWh). [88] Siete reactores más pequeños se utilizan para investigación y para producir isótopos radiactivos para medicina nuclear .
Los reactores nucleares canadienses son un tipo de reactor de agua pesada presurizada (PHWR) de diseño autóctono, el reactor CANDU . Los reactores CANDU se han exportado a India , Pakistán , Argentina , Corea del Sur , Rumania y China .
La minería de uranio en Canadá despegó con el yacimiento de Great Bear Lake, que proporcionó material para el Proyecto Manhattan . En la actualidad, Cameco y Areva Resources Canada son importantes productores de uranio para energía nuclear. Cameco extrae el mayor yacimiento de uranio de alto grado del mundo en la mina McArthur River, en el norte de Saskatchewan .
El ZEEP fue el primer reactor nuclear de Canadá construido en 1945. Canadá instaló su reactor de investigación NRX en Chalk River Laboratories en 1947. En 1962, el reactor NPD en Rolphton, Ontario , fue el primer prototipo de reactor de potencia en Canadá. A partir de él, la NRC y la AECL desarrollaron el reactor CANDU . El primer reactor de potencia de producción de Ontario Hydro se construyó en Douglas Point en 1956. A continuación, se construyeron dieciocho reactores en las cuatro décadas siguientes en Ontario, Quebec y Nuevo Brunswick.
Canadá genera una parte importante de su electricidad a partir de represas hidroeléctricas, pero por lo demás tiene una generación de energía renovable limitada, aunque la energía eólica está creciendo rápidamente. El primer parque eólico comercial de Canadá se construyó en Alberta en 1993. Una planta maremotriz de 20 megavatios se encuentra en Annapolis, Nueva Escocia , y utiliza las mareas diarias de la bahía de Fundy .
El primer proyecto solar comercial se construyó en Stone Mills , Ontario, en 2009. Skypower Ltd utilizó más de 120.000 paneles solares fotovoltaicos de película fina, para un total de 9,1 megavatios, creando energía solar limpia para 1.000 hogares al año.
Los políticos han estado dispuestos a subsidiar métodos renovables utilizando fondos de los contribuyentes para aumentar la cantidad y el porcentaje de electricidad generada en Canadá.
Después de la crisis del petróleo de 1973, la conservación de energía se hizo práctica con automóviles más pequeños y casas aisladas. Se mejoraron los electrodomésticos para que consumieran menos energía. En los últimos años, esto condujo con éxito tanto a una reducción del uso de energía como de las emisiones de CO2 . [ 89] [90]
Sin embargo, la adaptación de nuevas tecnologías en la ingeniería civil también provocó nuevos problemas, como el desastre del aislamiento de urea-formaldehído y la actual crisis de los condominios con goteras .
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