New Brunswick Power Corporation [4] ( en francés : Société d'énergie du Nouveau-Brunswick ), que opera como NB Power ( en francés : Énergie NB ), es la principal empresa de servicios eléctricos de la provincia canadiense de Nuevo Brunswick . NB Power es una corporación de la Corona integrada verticalmente por el gobierno de Nuevo Brunswick y es responsable de la generación , transmisión y distribución de electricidad. [5] : 3 NB Power presta servicio a todos los consumidores de energía residencial e industrial de Nuevo Brunswick, con excepción de los de Saint John , Edmundston y Perth-Andover, que son atendidos por Saint John Energy , Energy Edmundston, [6] y la Comisión de Luz Eléctrica de Perth-Andover, [7] respectivamente.
El desarrollo de la industria eléctrica en Nuevo Brunswick comenzó en la década de 1880 con el establecimiento de pequeñas centrales eléctricas privadas en Saint John , Fredericton y Moncton . Durante los siguientes 30 años, otras ciudades se electrificaron sucesivamente, tanto que en 1918, más de 20 empresas estaban activas en el negocio de la electricidad, lo que dejó a la provincia con niveles de servicios y precios muy diferentes. En Saint John, por ejemplo, las tarifas fluctuaban entre 7,5 y 15 centavos por kilovatio-hora , dependiendo de la ubicación y el consumo mensual. [8]
Reconociendo el importante papel que la electricidad estaba a punto de desempeñar en el desarrollo económico, el primer ministro Walter E. Foster propuso la creación de una empresa eléctrica de propiedad provincial. La Asamblea Legislativa aprobó un proyecto de ley a tal efecto. La Comisión de Energía Eléctrica de Nuevo Brunswick (NBEPC) se creó el 24 de abril de 1920, bajo el ministerio de Peter Veniot (Obras Públicas). Inmediatamente, la comisión, encabezada por su primer presidente, CW Robinson, lanzó la construcción de una presa hidroeléctrica de 2 millones de dólares canadienses en Musquash , al oeste de Saint John. Para abastecer a las ciudades de Saint John, Moncton y Sussex, también se construyó una línea eléctrica de alto voltaje de 142 km de longitud . [9]
La nueva presa de tierra se terminó a tiempo, en 1922. Pero no pudo soportar la inundación de primavera de 1923 y se derrumbó, [9] un accidente que destrozó un poco la confianza en la nueva comisión. La construcción de una instalación más grande en Grand Falls , en el Alto Río Saint John , fue emprendida en 1926 por una subsidiaria de International Paper Company y completada en 1930. [9] La demanda de electricidad aumentó durante esa década y se requirieron más instalaciones de generación para abastecer a la provincia. La comisión decidió aprovechar los recursos de carbón en el área de Minto y construyó una planta cerca de las minas. La Central Generadora Grand Lake fue puesta en servicio en 1931 y luego ampliada cinco años después. [10]
La demanda de electricidad se disparó durante la Segunda Guerra Mundial y condujo al racionamiento a fines de la década de 1940. [11] Mientras tanto, la comisión se embarcó en la construcción de dos represas importantes en el río Saint John, las centrales generadoras de Tobique y Beechwood , que se pusieron en funcionamiento respectivamente en 1953 y 1955. Véase más abajo sobre las relaciones con las Primeras Naciones.
La Comisión de Energía Eléctrica de Nuevo Brunswick compró la Central Generadora de Grand Falls en 1959 [11] y comenzó a trabajar en la instalación hidroeléctrica más grande de la provincia, la presa Mactaquac , cuyas primeras tres unidades se pusieron en funcionamiento en 1968. [12]
Sin embargo, los nuevos desarrollos hidroeléctricos resultaron insuficientes para superar el desequilibrio entre la oferta y la demanda, que creció un 12% anual entre 1960 y 1975. Para hacer frente a este crecimiento de la demanda, la comisión inició la construcción de la Central Generadora de petróleo de Courtenay Bay, cerca del astillero de Saint John en 1959; también estaba adyacente a la Refinería de Petróleo de Irving , que entró en servicio a fines de la década de 1950 y para la cual la Central Generadora de Courtenay Bay utilizaba un oleoducto que iba desde la instalación de carga en alta mar de Canaport en Red Head hasta la refinería. La primera turbina de 50 MW se puso en servicio en la Central Generadora de Courtenay Bay al año siguiente, en diciembre de 1960, mientras que se agregaron dos unidades más en 1965 y 1966, de 50 MW y 100 MW, respectivamente. [12] Para servir mejor al norte de Nuevo Brunswick , se construyó otra planta de petróleo, la Central Generadora Dalhousie , en Darlington con una capacidad inicial de 100 MW. Se puso en funcionamiento en 1969. [12]
A principios de los años 1970, la NBEPC firmó una serie de contratos de suministro con distribuidores de Nueva Inglaterra , lo que justificó la construcción de su planta de energía más grande en 1972. Con tres unidades de 335 MW, la central generadora de petróleo Coleson Cove se completó en enero de 1977. Sin embargo, la crisis del petróleo de 1973 encareció la operación de las plantas térmicas, ya que los precios del petróleo aumentaron de US$3 a US$37 por barril entre 1973 y 1982. La empresa, que pasó a llamarse NB Power / Énergie NB durante ese tiempo, necesitaba explorar otras opciones de generación. [13]
La construcción de una planta nuclear en Nuevo Brunswick se venía discutiendo desde finales de los años 1950. Durante más de 15 años, los ingenieros de la NBEPC visitaron los Laboratorios Chalk River para mantenerse al tanto de las últimas tendencias en el campo. [13] Las conversaciones formales entre los gobiernos provincial y federal comenzaron en 1972 y las discusiones entre los representantes del primer ministro Richard Hatfield y de Energía Atómica de Canadá se aceleraron el año siguiente. A raíz de la crisis del petróleo , la provincia quería asegurar una fuente de electricidad cuyos precios fueran menos volátiles que los del petróleo. Sin embargo, la financiación del proyecto seguía siendo un problema. [14]
El gobierno federal anunció entonces un programa de préstamos para ayudar a provincias como Nuevo Brunswick en enero de 1974. La promesa de Ottawa de cubrir la mitad del costo de una primera planta nuclear eliminó el último obstáculo para la construcción de la Central Nuclear de Point Lepreau . El 5 de febrero de 1974, Hatfield anunció su decisión de construir la planta, a 32 kilómetros al oeste de Saint John, e incluso planteó la posibilidad de construir una segunda en el futuro. El 2 de mayo de 1975, la Comisión Canadiense de Energía Atómica autorizó la construcción de dos unidades de 640 MW dentro de un sitio que puede albergar un máximo de cuatro reactores. [14]
El malestar laboral, los problemas de diseño y los vertiginosos costes de construcción aumentaron significativamente el precio de la planta. El precio total del primer CANDU-6 operativo del mundo se estimó en 466 millones de dólares en 1974. [15] La inflación entre 1978 y 1982 fue del 46%, lo que aumentó los costes de todos los proyectos de infraestructura en Canadá. Proyectos como la central nuclear de Darlington y Point Lepreau habían fijado sus precios antes de la inflación. Cuando entró en funcionamiento ocho años después, el 1 de febrero de 1983, el coste se había disparado a 1.400 millones de dólares canadienses. [14]
El 29 de octubre de 2009, los primeros ministros de Nuevo Brunswick y Quebec firmaron un memorando de entendimiento para vender la mayoría de los activos de NB Power a Hydro-Québec . [16] Este acuerdo se alcanzó después de nueve meses de negociaciones realizadas a pedido de Nuevo Brunswick [17] y habría transferido la mayoría de los activos de generación, transmisión y distribución de la empresa de servicios públicos de Nuevo Brunswick a una subsidiaria de la corporación de la Corona con sede en Quebec, incluida la central nuclear de Point Lepreau y 7 plantas hidroeléctricas, pero habría excluido las plantas alimentadas con combustibles fósiles en Dalhousie , Belledune y Coleson Cove . [18]
El memorando de entendimiento generó un intenso debate público en Nuevo Brunswick y en el Canadá atlántico . A pesar de los comentarios positivos de los líderes empresariales de la provincia, [19] [20] muchas reacciones al memorando fueron hostiles. Los partidos de la oposición , el primer ministro de Terranova y Labrador , Danny Williams , [21] el sindicato que representa a la mayoría de los empleados de NB Power, [22] y los partidarios de la energía eólica [23] rápidamente condenaron el acuerdo por considerarlo perjudicial para los intereses de Nuevo Brunswick.
Los opositores en general utilizaron los medios sociales para mostrar su descontento y refutar los diversos argumentos a favor del acuerdo. En Facebook , 14.000 personas se unieron a un grupo en oposición a la venta dentro de los cinco días posteriores al anuncio. [24] Una manifestación organizada por el grupo y los sindicatos atrajo a aproximadamente 600 personas fuera del edificio de la Asamblea Legislativa el 17 de noviembre de 2009. [25] Una encuesta de opinión de Leger Marketing realizada en nombre de los periódicos Quebecor Media en Nuevo Brunswick y Quebec en noviembre de 2009 mostró que el 60% de los habitantes de Nuevo Brunswick encuestados se oponían a la venta propuesta, mientras que el 22% la apoyaba. [26]
Tras meses de controversia, los representantes de Nuevo Brunswick y Quebec firmaron un segundo acuerdo en enero de 2010, reduciendo el alcance de la venta. Según el acuerdo revisado, la venta habría transferido las plantas de energía hidroeléctrica y nuclear de NB Power a Hydro-Quebec por 3.400 millones de dólares canadienses. El gobierno de Nuevo Brunswick habría conservado las divisiones de transmisión y distribución de NB Power, y la corporación de la Corona habría firmado un acuerdo de compra de energía (PPA) a largo plazo con Hydro-Québec. El PPA habría permitido a NB Power cumplir con la congelación de tarifas para los clientes residenciales y generales. Sin embargo, la reducción de las tarifas industriales habría sido menor que en el MOU original. [27]
El 24 de marzo de 2010, el primer ministro Graham anunció el fracaso del segundo acuerdo debido a la preocupación de Hydro-Québec por los riesgos y costos imprevistos asociados con cuestiones como la seguridad de la presa y los niveles de agua. [28] Esta interpretación fue cuestionada por los analistas, que culparon del fracaso del acuerdo a la situación política en Nuevo Brunswick. [29] [30]
El futuro de NB Power ha sido una preocupación de los sucesivos gobiernos de Nuevo Brunswick durante los últimos 15 años [ ¿cuándo? ] . El gobierno liberal de Raymond Frenette publicó un documento de consulta en febrero de 1998 para encontrar soluciones que garantizaran la sostenibilidad de NB Power en el siglo XXI. [31]
Poco después de asumir el cargo en 1999, el gobierno conservador de Bernard Lord encargó a TD Securities que realizara una evaluación de la viabilidad de la empresa. El estudio, cuyos resultados se publicaron en 2009, sugería cuatro escenarios: el statu quo; una venta a un comprador estratégico; la privatización mediante una oferta de acciones ; o la división de la empresa de servicios públicos en elementos separados. El informe valoraba la empresa entre 3.600 y 4.500 millones de dólares canadienses. [32] Sin embargo, esta cifra fue muy cuestionada por aquellos familiarizados con el valor de los derechos de paso de telecomunicaciones y los servicios basados en redes inteligentes , relacionados con la energía y otros, que consideraban que la red de distribución tenía mucho más valor. Estos argumentos se repetirían a menudo en la controversia de NB Power de 2009-2010. [ cita requerida ]
Entre 2001 y 2004, el gobierno de Lord gastó 3,2 millones de dólares canadienses para contratar los servicios de CIBC World Markets y Salomon Smith Barney con el fin de evaluar el valor de reventa de las centrales eléctricas de Point Lepreau y Coleson Cove. Los estudios, cuyo nombre en código es Cartwheel y Lighthouse , han evaluado el valor de estos activos en aproximadamente 4.100 millones de dólares canadienses. [33] Una valoración similar se utilizó en la fallida propuesta de 2010 para vender Lepreau a Hydro-Quebec, y fue extremadamente controvertida.
El gobierno de Lord reorganizó la estructura de la compañía a principios de 2003 al introducir modificaciones a la Ley de Electricidad . [34] La Ley reorganizó NB Power en una sociedad holding con cuatro divisiones: NB Power Distribution and Customer Service, NB Power Generation, NB Power Nuclear y NB Power Transmission. La Ley mantuvo los monopolios de distribución, transmisión y energía nuclear de la compañía, pero abrió la puerta a la competencia en el negocio de generación. [35] La reorganización también creó la New Brunswick Electric Finance Corporation , que era responsable de emitir, administrar y pagar la deuda de NB Power a través de pagos de dividendos, tarifas e impuestos pagados por las diversas subsidiarias, [36] y el New Brunswick System Operator , un operador de mercado independiente que administraba las relaciones entre los generadores de energía y los usuarios.
El 1 de octubre de 2013, el grupo de empresas NB Power, la Electric Finance Corporation y el operador del sistema de New Brunswick se fusionaron, restableciendo NB Power como una única corporación de la Corona integrada verticalmente . [5] : 4
En octubre de 2008, NB Power Holding Corporation fue nombrada uno de los " 100 mejores empleadores de Canadá " por Mediacorp Canada Inc., y apareció en la revista de noticias Maclean's . [37] En 2009, NB Power se convirtió en la primera empresa de servicios eléctricos en ser reconocida por el Instituto Nacional de Calidad al recibir el Premio al Lugar de Trabajo Saludable .
David D. Hay renunció como presidente en 2010, alegando que nunca había sido consultado sobre la venta propuesta de NB Power , las valoraciones o las estrategias involucradas. [ cita requerida ] Fue reemplazado por Gaëtan Thomas, ex vicepresidente de la división nuclear de NB Power, quien siguió siendo presidente y director ejecutivo de NB Power hasta mayo de 2020. Keith Cronkhite fue nombrado presidente y director ejecutivo de NB Power el 1 de abril de 2020. [38]
Lori Clark fue nombrada presidenta y directora ejecutiva (interina) el 4 de julio de 2022.
NB Power opera 13 centrales generadoras con una capacidad instalada total de 3.513 MW en 2013. [39] [40] La flota de generación utiliza una variedad de fuentes de energía: fueloil pesado (972 MW), agua (889 MW), uranio (660 MW), diésel (525 MW) y carbón (467 MW). [40] [41] En 2020, la red de NB Power incluye 355 MW de energía eólica. [42]
Las instalaciones de generación están repartidas por toda la provincia. Sin embargo, el área de Saint John, New Brunswick, representa casi la mitad de la capacidad de generación total de propiedad de NB Power, con Coleson Cove (972 MW), la central nuclear de Point Lepreau (660 MW) y la central generadora de Bayside (277 MW). [41] Saint John alberga industrias de uso intensivo de energía, como la refinería de petróleo de Irving , las fábricas de pulpa y papel de JD Irving y la terminal de gas natural licuado de Canaport .
NB Power opera dos instalaciones de turbinas térmicas y tres de combustión con una capacidad de generación combinada de 1.964 MW. [43] [41]
NB Power opera la central nuclear Point Lepreau , que es la única central nuclear activa en Canadá fuera de Ontario. Tiene una capacidad de generación de 660 MW. [44] [41]
NB Power opera siete represas hidroeléctricas en la provincia con una capacidad de generación combinada de 889 MW. [40] [41] Las principales instalaciones hidroeléctricas están ubicadas en el río Saint John . [41]
La central eléctrica más grande de la provincia, Mactaquac (668 MW), se encuentra a unos 32 km río arriba de la capital, Fredericton. Fue construida entre 1965 y 1968 con un coste de 128 millones de dólares canadienses. [12] La planta ha sido motivo de preocupación durante algún tiempo debido a un fenómeno llamado reacción álcali-agregado , que hace que la presa se expanda y agriete. El problema se conoce desde la década de 1970 y podría reducir la vida útil de la presa a la mitad, según un informe de 2000 elaborado por un panel de expertos internacionales en ingeniería encargado por la Corporación de la Corona . [45]
La red de transmisión de NB Power incluye más de 6.849 kilómetros (4.256 millas) de líneas de transmisión de alto voltaje que van desde 69 kV CA a 345 kV CA. [39] [40] La empresa opera interconexiones con Hydro-Québec , Nova Scotia Power , Maritime Electric en la Isla del Príncipe Eduardo y la red ISO New England en los Estados Unidos. La red es operada por la división Transmission & System Operator de NB Power. [40]
La red eléctrica principal forma un bucle en forma de O con líneas de 345 kV. Esta línea eléctrica pasa por subestaciones en Keswick, Saint-André , Eel River , Belledune , Bathurst , Salisbury , Valley Waters , Coleson Cove , Point Lepreau y regresa a Keswick. [46] También hay una conexión directa de una línea paralela de 345 kV entre Coleson Cove y Keswick.
NB Power suministra electricidad a Maritime Electric en la Isla del Príncipe Eduardo a través de un cable de interconexión submarino en el fondo del estrecho de Northumberland , e importa y exporta desde y hacia Nueva Escocia a través de la primera interconexión eléctrica de Canadá entre dos provincias. NB Power también tiene interconexiones con Maine .
Debido a la naturaleza asincrónica del sistema de transmisión de electricidad de Hydro-Québec , las interconexiones entre las dos provincias vecinas requieren convertidores HVDC . El primero, la estación convertidora Eel River , se instaló en 1972 y tiene una capacidad de transferencia de 350 MW. [13] Es el primer sistema HVDC operativo equipado con tiristores [47] El segundo convertidor, la subestación Madawaska (435 MW), se construyó en el lado quebequense de la frontera en 1985 y es operada por Hydro-Québec TransÉnergie. [48] Los dos sistemas están conectados por dos líneas de 230 kV entre Matapédia y Eel River, y por dos líneas de 315 kV entre las subestaciones Madawaska y Edmundston. Algunas de las cargas de NB Power en estas áreas pueden aislarse y suministrarse como parte de la red de Quebec, lo que aumenta la capacidad de importación de Nuevo Brunswick a 1.080 MW, mientras que la capacidad de exportación a Quebec está limitada a 785 MW. [49]
A partir de 1986, NB Power operó una mina de carbón en Minto a través de su subsidiaria NB Coal. [48] La compañía extraía aproximadamente 150.000 toneladas de carbón por año para alimentar la Central Generadora Grand Lake, una planta de energía de 57 MW construida en 1963. El 30 de septiembre de 2009, la compañía anunció el cierre planificado de la mina y el desmantelamiento de la Central Generadora Grand Lake. La gerencia de la compañía explicó la decisión enfatizando el alto costo de cumplir con SO más estrictos.
2regulaciones de emisiones. [50] El desmantelamiento y la demolición de la Central Generadora Grand Lake se completaron en 2012. [39] : 15
En 2019, la empresa de servicios públicos fue criticada por haber invertido 13 millones de dólares en Joi Scientific, una empresa con sede en Florida que prometía suministrar energía basada en hidrógeno a partir del agua de mar con una eficiencia del 200%. [57] Según los críticos, su eficiencia prometida violaba la Primera Ley de la Termodinámica . [58] Durante una llamada con inversores durante el verano de 2019, Joi Scientific anunció que su tecnología era quizás solo un 10% tan eficiente como se describió anteriormente, lo que significa que su proceso consume energía en lugar de producirla. [59] La empresa también anunció que se estaban quedando sin fondos. [57] Un ex empleado ha descrito la tecnología de Joi Scientific como basada en el trabajo del desacreditado inventor Stanley Meyer . [57]
{{cite book}}: Mantenimiento de CS1: falta la ubicación del editor ( enlace ){{cite book}}: Mantenimiento de CS1: falta la ubicación del editor ( enlace ){{cite book}}: Mantenimiento de CS1: falta la ubicación del editor ( enlace ){{cite book}}: Mantenimiento de CS1: falta la ubicación del editor ( enlace )