Hydro-Québec es una empresa de servicios públicos de la Corona canadiense con sede en Montreal , Quebec. Gestiona la generación , transmisión y distribución de electricidad en Quebec, así como la exportación de energía a partes del noreste de Estados Unidos . Más del 40 por ciento de los recursos hídricos de Canadá se encuentran en Quebec y Hydro-Québec es el cuarto mayor productor de energía hidroeléctrica del mundo. [4]
Fue establecida como una corporación de la Corona por el gobierno de Quebec en 1944 a partir de la expropiación de empresas privadas. A esto le siguió una inversión masiva en proyectos hidroeléctricos como el Proyecto James Bay . Hoy en día, con 63 centrales hidroeléctricas , la capacidad de producción combinada es de 37.370 megavatios. La energía adicional se exporta desde la provincia y Hydro-Québec suministra el 10 por ciento de las necesidades energéticas de Nueva Inglaterra . [4] El logotipo de la empresa, una "Q" estilizada formada a partir de un círculo y un rayo, fue diseñado por la agencia de diseño Gagnon/Valkus, con sede en Montreal , en 1960. [5]
En 2018, pagó 2.390 millones de dólares canadienses en dividendos a su único accionista , el Gobierno de Quebec. Sus tarifas de energía residencial se encuentran entre las más bajas de América del Norte. [6]
En Quebec , los defensores de la creación de una empresa hidroeléctrica pública protestaron contra los altos costos, la deficiente electrificación rural y la falta de francófonos en puestos directivos en las empresas hidroeléctricas. [7] En 1944, la empresa Montreal Light, Heat & Power fue nacionalizada, junto con su filial Beauharnois Power, y se creó Hydro-Québec para gestionar las empresas.
El primer ministro de Quebec, Adélard Godbout, adoptó la política de invertir 10 millones de dólares al año en electrificación rural. [7] Sin embargo, en 1944 el gobierno cambió y el nuevo primer ministro Maurice Duplessis se opuso a cualquier forma de intervención gubernamental en la economía. [8] Se crearon cooperativas locales para llevar energía a las zonas rurales. Duplessis permaneció en el poder hasta 1960, y durante ese tiempo no hubo más nacionalizaciones de empresas, y Hydro-Québec prestó servicios principalmente al área de Montreal .
Los principales proyectos incluyeron:
Entre 1944 y 1962, la capacidad instalada de Hydro-Québec aumentó de 616 a 3.661 MW [9] y redujo a la mitad las tarifas de energía residencial en el área de Montreal . [10]
El reinado conservador de Duplessis , ahora conocido como el Grande Noirceur , terminó cuando murió en el cargo en 1959. La elección posterior del Partido Liberal de Quebec , liderado por Jean Lesage , marcó el comienzo de la Revolución Silenciosa , un período de reforma y modernización. En 1962, el gobierno de Estados Unidos prestó a Quebec 300 millones de dólares. Los fondos se utilizaron para adquirir empresas eléctricas independientes. [12] El nuevo gobierno dio a Hydro-Québec un mandato exclusivo para desarrollar nuevos sitios. En 1963, el gobierno le autorizó a adquirir distribuidores privados de electricidad, entre ellos la Gatineau Power Company y la Shawinigan Water & Power Company Hydro-Québec, que alcanzó un alcance provincial. [13] Las 46 cooperativas rurales aceptaron la oferta de compra de Hydro-Québec de 1963, excepto Saint-Jean-Baptiste-de-Rouville, que todavía existe. En 1964, la Provincia de Columbia Británica otorgó a la Provincia de Quebec un préstamo de 100 millones de dólares. 60 millones de dólares de ese préstamo se destinaron a Hydro-Québec. El préstamo enfrentó controversia en la legislatura de Quebec. [12] Los principales proyectos durante este período incluyeron:
Debido a la situación económica, la demanda de electricidad disminuyó significativamente a principios de los años 1980, lo que provocó cambios estructurales en Hydro-Québec. Se convirtió en una sociedad anónima cuyo único accionista es el Gobierno de Quebec , al que paga un dividendo anual. También se le dio el mandato de exportar energía y trabajar en cualquier campo relacionado con la energía. [17]
En 1986, la Transmisión Quebec-Nueva Inglaterra comenzó a transportar energía desde el Proyecto James Bay, 1.100 kilómetros (700 millas) al sur hasta el área de Boston.
La Fase II del Proyecto James Bay comenzó en 1987 y tardó nueve años en completarse. La construcción de la presa Denis-Perron comenzó en 1994.
Al igual que sus homólogos de la industria de servicios públicos de América del Norte, Hydro-Québec se reorganizó a finales de los años 1990 para cumplir con la desregulación de la electricidad en los Estados Unidos. La división de transmisión, TransÉnergie , fue la primera en escindirse en 1997, en respuesta a la publicación de la Orden 888 por parte de la Comisión Federal Reguladora de Energía de EE.UU. [18] Ese mismo año, la Comisión Federal Reguladora de Energía de EE.UU. concedió a Hydro-Québec una licencia para vender electricidad al por mayor a precios de mercado, lo que permitirá a Hydro-Québec ampliar su mercado. Hydro-Québec también adquirió una parte sustancial de Noverco, controladora de la distribuidora de gas natural Gaz Métro , para participar en ese mercado en el noreste de América del Norte. [19]
En 2002, el Acuerdo sobre una nueva relación entre la nación cree y el gobierno de Quebec entre el Gran Consejo de los Crees y el gobierno de Quebec hizo posible el desarrollo del embalse Eastmain . Las centrales eléctricas Eastmain-1-A y Sarcelle y el proyecto de desvío del río Rupert se completaron por 5.000 millones de dólares canadienses. Esto proporcionará energía hidráulica a las turbinas de las centrales eléctricas Eastmain-1, Eastmain-1-A y Sarcelle y proporcionará un mayor flujo en la actual central generadora La Grande-1, así como en Robert-Bourassa y el generador La Grande-2-A. estaciones. [20] La potencia será de 918 MW.
Otras estaciones puestas en servicio desde 1997 son: [21]
En 1988, todo Quebec y partes de Nueva Inglaterra y Nuevo Brunswick se quedaron sin electricidad debido a una falla en el equipo de una subestación en la costa norte . La tormenta geomagnética de marzo de 1989 disparó los disyuntores de la red de transmisión y provocó un apagón de nueve horas en todo Quebec.
En la tormenta de hielo norteamericana de 1998 , cinco días de lluvia helada colapsaron 600 kilómetros (370 millas) de líneas eléctricas de alto voltaje y más de 3000 kilómetros (1900 millas) de líneas de distribución de media y baja tensión en el sur de Quebec. Hasta 1,4 millones de clientes se quedaron sin electricidad durante hasta cinco semanas.
Hydro-Québec ha creado unidades de negocio independientes que se ocupan de la generación , la transmisión , la distribución y la construcción. En 2017, la división de producción generó 1,9 mil millones de dólares de ingresos netos (68,4%), la división de transmisión 0,55 mil millones de dólares (19,4%), la división de distribución 0,33 mil millones de dólares (11,7%) y la división de construcción no generó ningún ingreso. Hydro-Québec redistribuye todos los beneficios al gobierno. En 2017, la corporación de la corona aportó 4 mil millones de dólares al gobierno de Quebec mediante ingresos netos (2,8 mil millones de dólares), regalías (0,7 mil millones de dólares), impuestos a los servicios públicos (0,3 mil millones de dólares) y títulos de deuda (0,2 mil millones de dólares). [22]
En el año 2000, con la adopción del proyecto de ley 116, que modificó la ley relativa a la Régie de l'énergie , [23] para promulgar la separación funcional de las distintas unidades de negocio de Hydro-Québec. La legislación aprobada en 2000 compromete a la división de generación, Hydro-Québec Production, a proporcionar a la división de distribución, Hydro-Québec Distribution, un patrimonio anual de hasta 165 TWh de energía más servicios auxiliares, incluidos 13,9 TWh adicionales para pérdidas y una garantía. capacidad máxima de 34.342 MW [24] , a un precio fijo de 2,79 centavos por kWh. La Orden del Consejo 1277-2001 especifica las cantidades a entregar para cada uno de los 8.760 intervalos horarios, que varían de 11.420 a 34.342 MW. [25]
Según el informe anual de 2017 la plantilla ascendía a 19.786 empleados, tanto fijos como temporales. Y se contrataron un total de 1.304 empleados. [26]
En 1981, el gobierno del Parti Québécois redefinió la misión de Hydro-Québec modificando los términos del pacto social de 1944. El gobierno emitió 43.741.090 acciones por valor de 100 dólares canadienses cada una, [27] y el estatuto enmendado establecía que Hydro-Québec ahora pagaría hasta el 75% de sus ganancias netas en dividendos. [28] Esta modificación de la Ley Hydro-Québec inició un debate episódico sobre si Hydro-Québec debería privatizarse total o parcialmente. En los últimos años, el economista Marcel Boyer y el empresario Claude García, ambos asociados con el grupo de expertos conservador The Montreal Economic Institute , han planteado a menudo la cuestión, afirmando que la empresa podría ser mejor gestionada por el sector privado y que los ingresos de una venta menor deuda pública . [29] [30]
Sin ir tan lejos como Boyer y García, Mario Dumont , jefe de la Acción Democrática de Québec , discutió brevemente la posibilidad de vender una participación minoritaria de Hydro-Québec durante la campaña electoral de 2008 . [31] Una encuesta de Léger Marketing realizada en noviembre de 2008 encontró que la mayoría de los encuestados de Quebec (53%) se oponían a su propuesta de vender el 7,5% del capital de la empresa a ciudadanos y empresas de Quebec, mientras que el 38% estaba a favor. [32]
Al comentar esta cuestión en el programa de entrevistas de Guy A. Lepage , el ex primer ministro del PQ, Jacques Parizeau, estimó que tal idea sería bastante impopular entre la opinión pública y añadió que los quebequenses consideran a menudo Hydro-Québec como una historia de éxito nacional y una fuente de de orgullo. [33] Esto podría explicar por qué varias propuestas de privatización en el pasado han recibido poca atención pública. El gobierno liberal ha afirmado repetidamente que Hydro-Québec no está a la venta. [34]
Como muchos otros economistas, [35] [36] Yvan Allaire, de la escuela de negocios Hautes études Commerciales de Montreal , aboga por un aumento de las tarifas eléctricas como forma de aumentar el dividendo anual del gobierno sin recurrir a la privatización. [37] Otros, como el columnista Bertrand Tremblay de Le Quotidien de Saguenay , afirman que la privatización señalaría una deriva hacia los días en que los recursos naturales de Quebec se vendían al por mayor a extranjeros a precios ridículamente bajos. "Durante demasiado tiempo, escribe Tremblay, Quebec fue una especie de república bananera, que casi regalaba sus recursos forestales y hídricos. A su vez, esos intereses extranjeros exportaban nuestros empleos asociados al desarrollo de nuestros recursos naturales con la complicidad de los buitres locales". . [38]
Académicos de izquierda, como Léo-Paul Lauzon y Gabriel Sainte-Marie de la UQAM , han afirmado que la privatización se haría a expensas de los clientes residenciales, que pagarían tarifas mucho más altas. Dicen que la privatización también sería una traición al pacto social entre el pueblo y su gobierno, y que la provincia se estaría vendiendo al descubierto al desinvertir en un activo selecto para obtener una ganancia mínima a corto plazo. [39] [40]
Fuentes de suministro de energía Hydro-Québec (2013) [41]
El 31 de diciembre de 2013, Hydro-Québec Production poseía y explotaba 61 centrales hidroeléctricas , incluidas 12 de más de 1.000 MW de capacidad, con 26 embalses importantes. [42] Estas instalaciones están ubicadas en 13 de las 430 cuencas hidrográficas de Quebec , [43] incluidas las de los ríos San Lorenzo , Betsiamites , La Grande , Manicouagan , Ottawa , Outardes y San Mauricio . [44] Estas plantas proporcionan la mayor parte de la electricidad generada y vendida por la empresa.
Las plantas no hidroeléctricas incluyeron la estación de generación nuclear Gentilly de 675 MW brutos de carga base , un reactor de diseño CANDU que se cerró permanentemente el 28 de diciembre de 2012 [45] la estación de generación térmica Tracy de 660 MW , una planta alimentada con fueloil pesado. cierre en marzo de 2011 [46] y dos plantas de turbina de gas , para una capacidad instalada total de 36.971 MW en 2011. [47] El coste medio de generación de Hydro-Québec fue de 2,11 centavos por kWh en 2011. [48]
La empresa también compra la mayor parte de la producción de la central generadora de Churchill Falls, de 5.428 MW, en Labrador, en virtud de un contrato a largo plazo que expira en 2041. [49] En 2009, Hydro-Québec compró la participación del 60% propiedad de AbitibiBowater en el Planta McCormick (335 MW), situada en la desembocadura del río Manicouagan cerca de Baie-Comeau , por 616 millones de dólares canadienses. [50]
En 2013, la energía vendida por Hydro-Québec a sus clientes conectados a la red en Quebec y exportada a los mercados vecinos procedía casi exclusivamente de fuentes renovables. La energía hidráulica (96,78%) es, con diferencia, la mayor fuente, seguida de la eólica (2,16%) y la biomasa, el biogás y los residuos (0,75%). El resto provino de generación nuclear (0,19%) y térmica (0,12%). Las emisiones de dióxido de carbono (1.130 toneladas/TWh), dióxido de azufre (4 toneladas/TWh) y óxidos de nitrógeno (10 toneladas/TWh) fueron entre 49 y 238 veces inferiores al promedio de la industria en el noreste de América del Norte. La electricidad importada comprada en los mercados representa la mayor parte de estas emisiones. [41]
La experiencia de Hydro-Québec en la construcción y explotación de una red eléctrica de muy alta tensión que se extiende a largas distancias es reconocida desde hace mucho tiempo en la industria eléctrica. [52] [53] TransÉnergie, la división de transmisión de Hydro-Québec, opera la red de transmisión de electricidad más grande de América del Norte. Actúa como operador independiente del sistema y coordinador de confiabilidad de la interconexión quebequense del sistema de la Corporación de Confiabilidad Eléctrica de América del Norte y forma parte del Consejo Coordinador de Energía del Noreste (NPCC). TransÉnergie gestiona el flujo de energía en la red de Quebec y garantiza un acceso no discriminatorio a todos los participantes que intervienen en el mercado mayorista. [54] La política de acceso no discriminatorio permite a una empresa como Nalcor vender parte de su cuota de energía de Churchill Falls en el mercado abierto del estado de Nueva York utilizando la red de TransÉnergie, previo pago de una tarifa de transmisión. [55] [56]
En los últimos años, la unidad de Control de los movimientos de energía (CMÉ) de TransÉnergie ha actuado como coordinadora de fiabilidad de la red eléctrica masiva de Quebec en su conjunto, en el marco de un acuerdo bilateral entre la Régie de l'énergie du Québec y la Federal Energy Comisión Reguladora de los Estados Unidos. [57]
La red de alto voltaje de TransÉnergie se extiende a lo largo de 33.630 km (20.900 mi), incluidos 11.422 km (7.097 mi) de líneas de 765 y 735 kV , y una red de 514 subestaciones. [58] Está conectado con las provincias vecinas de Canadá y los Estados Unidos por 17 enlaces, con una capacidad máxima de recepción de 10.850 MW [nota 2] y una capacidad máxima de transmisión de 7.994 MW. [59]
La red de TransÉnergie opera de forma asincrónica con respecto a la de sus vecinos de la Interconexión Oriental . Aunque Quebec utiliza la misma frecuencia de 60 hercios que el resto de América del Norte, su red no utiliza la misma fase que las redes circundantes. [60] TransÉnergie depende principalmente de convertidores HVDC consecutivos para exportar o importar electricidad de otras jurisdicciones.
Esta característica de la red de Quebec permitió a Hydro-Québec permanecer ilesa durante el apagón del noreste del 14 de agosto de 2003 , con la excepción de 5 centrales hidroeléctricas en el río Ottawa conectadas radialmente a la red de Ontario en ese momento. [61] Se ha encargado una nueva conexión HVDC consecutiva de 1250 MW en la subestación Outaouais, en L'Ange-Gardien , cerca de la frontera con Ontario . La nueva interconexión está en línea desde 2009 y la línea de 315 kV está en pleno funcionamiento desde 2010. [60]
Un inconveniente de la red TransÉnergie son las largas distancias que separan los lugares de generación y los principales mercados consumidores. Por ejemplo, la subestación Radisson conecta las plantas del proyecto James Bay con la estación Nicolet cerca de Sainte-Eulalie , al sur de Saint Lawrence, a más de 1.200 kilómetros (750 millas) de distancia. [62]
En 2011, TransÉnergie invirtió 1.300 millones de dólares canadienses en gastos de capital, incluidos 460 millones de dólares canadienses para ampliar su red. [63]
Además del nuevo vínculo con Ontario, la compañía planea construir un nuevo enlace de corriente continua de 1200 MW entre la subestación Des Cantons en Windsor, Quebec, en los municipios del este de Quebec , y Deerfield, New Hampshire , con una terminal convertidora HVDC construida en Franklin, Nuevo Hampshire . [64] El segmento estadounidense de la línea de 1.100 millones de dólares, [65] sería construido por Northern Pass Transmission LLC , una asociación entre Northeast Utilities (75%) y NSTAR (25%). [66] Para poder seguir adelante, el proyecto debe recibir la aprobación regulatoria en Quebec y los Estados Unidos. La línea de transmisión propuesta podría estar en funcionamiento en 2015. [67] Según Jim Robb, un alto ejecutivo de Northeast Utilities, Nueva Inglaterra podría cumplir con un tercio de sus compromisos de la Iniciativa Regional de Gases de Efecto Invernadero con la energía hidroeléctrica proveniente únicamente de esta nueva línea eléctrica. [68]
Hydro-Québec Distribution se encarga de las ventas minoristas a la mayoría de los clientes de Quebec. Opera una red de 112.089 kilómetros (69.649 millas) de líneas de media y baja tensión . [69] La división es la única distribuidora eléctrica en toda la provincia, con la excepción de nueve redes de distribución municipales (en Alma , Amos , Baie-Comeau , Coaticook , Joliette , Magog , Saguenay , Sherbrooke y Westmount ) y la cooperativa eléctrica de Saint -Jean-Baptiste de Rouville . [70]
Hydro-Québec Distribution compra la mayor parte de su energía del pool histórico de 165 TWh proporcionado por Hydro-Québec Production a 2,79¢/ kWh . La división suele adquirir energía adicional mediante la celebración de contratos a largo plazo tras una licitación pública. Para necesidades a corto plazo, también compra energía de los sistemas vecinos a precios de mercado. En última instancia, Hydro-Québec Production también puede proporcionar un alivio a corto plazo. [71] Los contratos de suministro más allá del patrimonio deben ser aprobados por la Régie de l'énergie du Québec y sus costes se repercuten a los clientes.
La división firmó un acuerdo de cogeneración de gas natural por 507 MW en 2003, tres acuerdos de biomasa forestal (47,5 MW) en 2004 y 2005, y diez contratos de energía eólica (2.994 MW) en 2005 y 2008, todos con productores del sector privado. También firmó dos contratos flexibles con Hydro-Québec Production (600 MW) en 2002. [72]
Hydro-Québec Distribution también se encarga de la producción de energía en comunidades remotas no conectadas a la red eléctrica principal. La división opera una presa hidroeléctrica aislada que sirve a las comunidades de la costa norte inferior y 23 pequeñas centrales eléctricas diésel en las Islas Magdalen , en Haute-Mauricie y en Nunavik .
En abril de 2011, el gobierno de Quebec publicó un plan para fomentar la adopción de vehículos eléctricos, estableciendo el objetivo de que el 25% de los coches vendidos en 2020 sean eléctricos. El plan también pedía que la empresa provincial de servicios públicos Hydro-Québec desarrollara una estrategia para el despliegue de infraestructura de carga pública. [73] Esto dio lugar a la creación de "El Circuito Eléctrico" ( en francés : Le Circuit Électrique ), la mayor red pública de estaciones de carga para vehículos eléctricos en Quebec . [74] Las primeras 30 estaciones de carga se pusieron en funcionamiento en marzo de 2012. [75] [76] El primer cargador rápido de 400 V de la red se instaló en 2013. [77]
A partir de 2019, The Electric Circuit ofrece 2389 estaciones de carga públicas en Quebec y el este de Ontario . [78] El uso también es compatible con los adaptadores de red FLO y New Brunswick E-charge. [ cita necesaria ]
Hydro-Québec ha realizado importantes inversiones en investigación y desarrollo durante los últimos 40 años. Además de financiar la investigación universitaria, la empresa es la única empresa eléctrica de América del Norte que opera su propio instituto de investigación a gran escala, L' Institut de recherche d'Hydro-Québec (IREQ). Fundado por Lionel Boulet en 1967, el centro de investigación está situado en Varennes , un suburbio de la costa sur de Montreal . [79] IREQ opera con un presupuesto de investigación anual de aproximadamente 100 millones de dólares canadienses [80] y se especializa en las áreas de alto voltaje, mecánica y termomecánica, simulaciones de redes y calibración. [81]
Las investigaciones realizadas por científicos e ingenieros del IREQ han ayudado a prolongar la vida útil de las represas, mejorar el rendimiento de las turbinas hidráulicas , automatizar la gestión de redes y aumentar la capacidad de transmisión de las líneas eléctricas de alto voltaje. [82]
Otro centro de investigación, el Laboratoire des technologies de l'énergie (LTE) en Shawinigan, se inauguró en 1988 [83] para adaptar y desarrollar nuevos productos y al mismo tiempo ayudar a los clientes industriales a mejorar su eficiencia energética . [84]
En los últimos 20 años, el instituto también ha realizado trabajos de investigación y desarrollo hacia la electrificación del transporte terrestre . Los proyectos actuales incluyen materiales para baterías , incluido un trabajo innovador sobre fosfato de hierro y litio y nanotitanato, [85] trenes de propulsión eléctricos mejorados y los efectos del despliegue a gran escala de vehículos eléctricos en la red eléctrica . [86] Los proyectos se centran en tecnologías para aumentar la autonomía , mejorar el rendimiento en climas fríos y reducir el tiempo de carga . [87]
Hydro-Québec ha sido criticada por no haber aprovechado algunas de sus innovaciones. Uno de ellos es un concepto de motor de rueda eléctrica que tocó la fibra sensible de los quebequenses, [88] cuyo prototipo fue creado por primera vez en 1994 por Pierre Couture, ingeniero y físico que trabaja en IREQ. [89] [90] El heredero del motor de rueda Couture es comercializado ahora por TM4 Electrodynamic Systems , una spin-off creada en 1998 [91] que ha cerrado acuerdos con las francesas Dassault y Heuliez para desarrollar un coche eléctrico, el Cleanova , de cuyos prototipos se construyeron en 2006. [92] Hydro-Québec anunció a principios de 2009 en el Salón Internacional del Automóvil de Montreal que Tata Motors había elegido su motor para equipar una versión de demostración de su modelo Indica , que se probará en carretera en Noruega . [93] [94]
La división Hydro-Québec Équipement actúa como contratista principal de la empresa en las principales obras de construcción, a excepción de las obras realizadas en el territorio cubierto por el Acuerdo de la Bahía de James y el Norte de Quebec , que están asignadas a la filial Société d'énergie de la Baie James. .
La construcción de un complejo de cuatro centrales hidroeléctricas en el río Romaine ( 1.550 MW ) comenzó el 13 de mayo de 2009. [95] Está previsto que las plantas se construyan y pongan en funcionamiento entre 2014 y 2020. [96]
En su discurso inaugural de marzo de 2009 , el primer ministro de Quebec, Jean Charest, anunció que su gobierno tiene la intención de desarrollar aún más el potencial hidroeléctrico de la provincia. [97] La convocatoria para un mayor desarrollo de la capacidad de generación hidroeléctrica y otras energías renovables se implementó en el plan estratégico de la compañía para 2009-2013, publicado el 30 de julio de 2009. Hydro-Québec planea mejoras de capacidad en Jean -Lesage (120 MW) y centrales René-Lévesque (210 MW) y una tercera unidad en la central SM-3 (440 MW). La compañía también realizará estudios técnicos y ambientales y realizará consultas con las comunidades locales para construir nuevas instalaciones en los ríos Little Mecatina (1.200 MW) y Magpie (850 MW) en la costa norte, y reactivar el proyecto Tabaret (132 MW) en la costa norte. Región de Abitibi-Témiscamingue , en el oeste de Quebec. [98]
Las primeras incursiones de Hydro-Québec fuera de sus fronteras comenzaron en 1978. Se creó una nueva filial, Hydro-Québec International, para comercializar en el extranjero el know-how de la empresa en los sectores de distribución, generación y transmisión de electricidad. La nueva empresa aprovechó el conjunto de conocimientos existentes en la empresa matriz. [99]
Durante los siguientes 25 años, Hydro-Québec estuvo particularmente activa en el extranjero con inversiones en redes de transmisión y generación de electricidad: Transelec en Chile , [100] Cross Sound Cable en Estados Unidos , [53] el Consorcio Transmantaro en Perú , Hidroeléctrica Río Lajas. en Costa Rica , Murraylink en Australia y la central generadora Fortuna en Panamá . [101]
Tuvo brevemente una participación del 17% en SENELEC, la empresa eléctrica de Senegal , cuando el gobierno senegalés decidió vender parte de la empresa a un consorcio liderado por la empresa francesa Elyo, filial del Grupo Suez Lyonnaise des Eaux , en 1999 . 102] La transacción fue cancelada en 2000 tras la elección del presidente Abdoulaye Wade . [103]
También en 1999, Hydro-Québec International adquirió una participación del 20% en la Meiya Power Company en China por 83 millones de dólares canadienses. [102] La empresa mantuvo esta participación hasta julio de 2004. [104] Varios desarrolladores hidroeléctricos de todo el mundo buscaron la experiencia de la empresa, incluida la presa de las Tres Gargantas , donde los empleados de Hydro capacitaron a ingenieros chinos en los campos de gestión, finanzas y represas. [105]
Hydro-Québec se retiró progresivamente del negocio internacional entre 2003 y 2006 y vendió todas sus inversiones extranjeras para obtener beneficios. Las ganancias de estas ventas se pagaron al Fondo Generaciones del gobierno, un fondo fiduciario creado por la provincia para aliviar el efecto de la deuda pública en las generaciones futuras. [106]
La construcción y explotación de instalaciones de generación, transmisión y distribución de electricidad tiene efectos medioambientales y las actividades de Hydro-Québec no son una excepción. El desarrollo hidroeléctrico afecta al entorno natural donde se construyen las instalaciones y a las personas que viven en la zona. Por ejemplo, el desarrollo de nuevos embalses aumenta el nivel de mercurio en lagos y ríos, lo que influye en la cadena alimentaria. [108] Aumenta temporalmente la emisión de gases de efecto invernadero de los embalses [109] y contribuye a la erosión costera.
Además, las instalaciones hidroeléctricas transforman el entorno humano. Crean nuevos obstáculos a la navegación, inundan zonas tradicionales de caza y captura, obligan a la gente a cambiar sus hábitos alimentarios debido al elevado contenido de mercurio de algunas especies de peces, destruyen artefactos invaluables que ayudarían a rastrear la presencia humana en el territorio y perturban la sociedad y cultura de los aborígenes que viven cerca de las instalaciones.
Desde principios de los años 1970, Hydro-Québec es consciente de las externalidades medioambientales de sus operaciones. La adopción de un estatuto de Quebec sobre calidad ambiental en 1972, la cancelación del Proyecto Champigny, una planta de almacenamiento por bombeo planificada en el valle del río Jacques-Cartier en 1973, y las negociaciones de la Bahía James que condujeron al Acuerdo de la Bahía James y el Norte de Quebec en 1975, obligó a la empresa a reconsiderar sus prácticas. [110]
Para abordar las preocupaciones ambientales, Hydro-Québec creó un comité de protección ambiental en 1970 y una unidad de gestión ambiental en septiembre de 1973. [111] Su mandato es estudiar y medir los efectos ambientales de la empresa, preparar evaluaciones de impacto y desarrollar estrategias de mitigación para instalaciones nuevas y existentes, mientras se llevan a cabo proyectos de investigación en estas áreas, en cooperación con la comunidad científica.
A finales de la década de 1970, la empresa creó una red de 27 estaciones de seguimiento para medir los efectos del Proyecto James Bay [113] , que proporciona una gran cantidad de datos sobre los entornos del norte. Los primeros 30 años de estudios en el área de la Bahía James han confirmado que los niveles de mercurio en los peces aumentan de 3 a 6 veces durante los primeros 5 a 10 años después de la inundación de un embalse, pero luego vuelven gradualmente a sus valores iniciales después de 20 a 30 años. años. Estos resultados confirman estudios similares realizados en otros lugares de Canadá, Estados Unidos y Finlandia. [112] La investigación también encontró que es posible reducir la exposición humana al mercurio incluso cuando el pescado constituye una parte importante de la dieta de la población. Los riesgos de exposición se pueden mitigar sin reducir excesivamente el consumo de pescado, simplemente evitando ciertas especies y lugares de pesca. [112]
A pesar de que la transformación de un ambiente terrestre en un ambiente acuático constituye un cambio importante y que las inundaciones provocan el desplazamiento o la muerte de animales no migratorios, los ambientes ribereños perdidos por las inundaciones son parcialmente reemplazados por otros nuevos en las orillas expuestas de aguas reducidas. ríos de flujo. La diversidad biológica de las islas del embalse es comparable a la de otras islas del área y la zona de descenso del embalse es utilizada por una variedad de vida silvestre. Incluso se ha incrementado la población de especies migratorias de interés como el caribú , hasta el punto de que se ha ampliado la caza. [114]
Las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) aumentan significativamente durante algunos años después del embalse del embalse y luego se estabilizan después de 10 años a un nivel similar al de los lagos circundantes. [109] Las emisiones brutas de GEI de los embalses en el área de la Bahía de James fluctúan alrededor de 30.000 toneladas de CO 2 equivalente por TWh de energía generada. [115] Hydro-Québec afirma que sus centrales hidroeléctricas liberan 35 veces menos GEI que las centrales alimentadas por gas comparables y 70 veces menos que las alimentadas con carbón y que constituyen la "opción con el mejor rendimiento" en general. [109]
Otra preocupación ambiental importante se relaciona con la población de las áreas afectadas por el desarrollo hidroeléctrico, específicamente los innu de la costa norte y los cree e inuit en el norte de Quebec. Los desarrollos hidroeléctricos del último cuarto del siglo XX han acelerado el proceso de asentamiento entre las poblaciones aborígenes que comenzó en la década de 1950. Entre las razones citadas para la creciente adopción de un estilo de vida sedentario entre estos pueblos se encuentran el establecimiento de negocios aborígenes, la introducción de mano de obra remunerada y la inundación de las tierras tradicionales de captura y pesca por los nuevos embalses, junto con el funcionamiento de programas sociales y educativos. servicios gestionados por las propias comunidades en virtud del Acuerdo de la Bahía James y el Norte de Quebec . [114]
Algunas comunidades nativas, en particular los crees, han llegado a un punto "en el que se parecen cada vez más a la sociedad industrializada del Sur", señala un informe de Hydro-Québec que resume las investigaciones realizadas en la zona entre 1970 y 2000. El informe añade que una situación similar El fenómeno se observó tras la construcción de carreteras y plantas hidroeléctricas cerca de comunidades aisladas en el norte de Canadá y Escandinavia. Sin embargo, tras el fin de los grandes proyectos de construcción en los años 1990, surgieron crecientes problemas sociales y un aumento del desempleo. El informe concluye que el futuro desarrollo económico y social de la zona "dependerá en gran medida de la voluntad de cooperación entre los distintos actores". [114]
Después del fuerte rechazo del proyecto Suroît y su posterior cancelación en noviembre de 2004, Hydro-Québec, bajo la dirección de su nuevo director general Thierry Vandal , reafirmó el compromiso de Hydro-Québec con la eficiencia energética, la energía hidroeléctrica y el desarrollo de energías alternativas. [116] Desde entonces, Hydro-Québec destaca periódicamente tres criterios para cualquier nuevo desarrollo hidroeléctrico emprendido por la empresa: los proyectos deben ser rentables, ambientalmente aceptables y bien recibidos por las comunidades. [71] Hydro-Québec también ha participado en una serie de iniciativas de desarrollo sostenible desde finales de los años 1980. Su enfoque se basa en tres principios: desarrollo económico, desarrollo social y protección del medio ambiente. [117] Desde 2007, la empresa se adhiere a la Global Reporting Initiative , [118] que rige la recopilación y publicación de información sobre el desempeño en materia de sostenibilidad. La empresa emplea a 250 profesionales y directivos en el campo medioambiental y ha implementado un sistema de gestión medioambiental certificado ISO 14001 . [119]
Además, la Nación Innu presentó una reclamación de 4.000 millones de dólares contra Hydro-Québec en octubre de 2020 para recibir una indemnización por los daños causados por la estación generadora Churchill Falls . [120]
A finales de 2010, Hydro-Québec atendía a 4.060.195 clientes [121] agrupados en tres grandes categorías: residenciales y agrícolas (tarifa D), comerciales e institucionales (tarifa G) e industriales (tarifas M y L). La categoría Otros incluye sistemas de alumbrado público y sistemas de distribución municipal.
La Régie de l'énergie fija anualmente una docena de tarifas de distribución tras audiencias públicas. El precio se basa en el costo de entrega, que incluye el costo de suministro y transmisión, la depreciación de los activos fijos y las provisiones para el mantenimiento de las instalaciones, el crecimiento de clientes y un margen de beneficio.
Las tarifas son uniformes en todo Quebec y se basan en el tipo de consumidor y el volumen de consumo. Todas las tarifas varían en bloque para mitigar cualquier efecto de subsidio cruzado entre clientes residenciales, comerciales e industriales.
Las tarifas minoristas de Hydro-Québec se encuentran entre las más bajas de América del Norte. [122] Después de una congelación de tipos durante cinco años, entre el 1 de mayo de 1998 y el 1 de enero de 2004, [123] la Régie concedió aumentos de tipos en ocho ocasiones entre 2004 y 2010 por un total del 18,4%. [124] Más recientemente, el regulador ordenó dos reducciones sucesivas de tipos en 2011 (0,4%) y 2012 (0,5%). Sin embargo, se espera que las tarifas aumenten un 3,7% anual entre 2014 y 2018 para reflejar un aumento gradual de la electricidad del patrimonio histórico anunciado en el presupuesto de Quebec de 2010. [125]
El consumo medio de los clientes residenciales y agrícolas es relativamente alto, 16.857 kWh por año en 2011, [121] debido al uso generalizado de la electricidad como principal fuente de espacio (77%) y calentamiento de agua (90%). [126] Hydro-Québec estima que la calefacción representa más de la mitad de la demanda de electricidad en el sector residencial. [127]
Esta preferencia por la calefacción eléctrica hace que la demanda de electricidad sea más impredecible, pero ofrece algunos beneficios ambientales. A pesar del clima muy frío de Quebec en invierno, las emisiones de gases de efecto invernadero en el sector residencial representaron sólo el 5,5% (4,65 Mt CO
2eq.) de todas las emisiones en Quebec en 2006. Las emisiones del sector residencial en Quebec cayeron un 30% entre 1990 y 2006. [128]
El uso residencial de electricidad fluctúa de un año a otro y está fuertemente correlacionado con el clima. Contrariamente a la tendencia en las redes vecinas, el sistema de Hydro-Québec alcanza su punto máximo en invierno . El 23 de enero de 2013 se batió un nuevo récord histórico de consumo con una carga de 38.910 MW . [129] Los récords anteriores se establecieron el 24 de enero de 2011 con 37.717 MW , el 16 de enero de 2009, con una carga de 37.230 MW , [130] [131] y el 15 de enero de 2004 cuando alcanzó el pico de 36.268 MW . [132]
El precio de la electricidad para residencias y granjas incluye una tarifa de suscripción diaria de 40,64 ¢ y dos niveles de precio según el consumo. Las tarifas incluyen todo: costos de energía, transmisión y distribución, pero están sujetas al Impuesto sobre bienes y servicios (GST) y al Impuesto sobre las ventas de Quebec (QST). [133] A partir del 1 de abril de 2012, los clientes pagan 5,32¢/kWh por los primeros 30 kWh diarios, mientras que el resto se vende a 7,51¢/kWh. [134] La factura mensual promedio de un cliente residencial fue de aproximadamente 100 dólares canadienses en 2008. [135]
Las lecturas de los medidores eléctricos generalmente se realizan cada dos meses y las facturas son bimestrales. Sin embargo, la compañía ofrece un Plan de Pago Igualado opcional que permite a los clientes residenciales pagar sus costos anuales de electricidad en 12 cuotas mensuales, según los patrones de consumo anteriores de la dirección actual del cliente y la temperatura promedio en esa ubicación. [136]
En 2007, Hydro-Québec se retiró de una iniciativa del gobierno canadiense para instalar contadores inteligentes en toda la provincia, afirmando que sería "demasiado costoso generar ahorros reales". [137] Desde entonces, Hydro-Québec organizó un proyecto piloto de dos años de duración, en el que participaron 2.000 clientes de cuatro ciudades, con contadores del tiempo de uso . Un informe, presentado ante la Régie de l'énergie , en el verano de 2010 concluyó que el efecto de la fijación de precios de costo marginal con tres niveles de precios en invierno conduciría a ahorros mínimos de carga y energía. [138] La empresa tiene la intención de incorporar gradualmente la infraestructura de medición avanzada (AMI) entre 2011 y 2017. Los primeros esfuerzos se centrarán en la transferencia de datos de los medidores, la conexión y desconexión, la detección de cortes y la reducción de robos. [139]
Desde hace más de un siglo, el desarrollo industrial de Quebec se ve estimulado por la abundancia de recursos hidroeléctricos. La energía representa un gasto importante en los sectores de la celulosa y el papel y del aluminio. dos industrias con una larga tradición en Quebec. En 2010, los clientes industriales compraron 68,4 TWh a Hydro-Québec, lo que representa el 40,4% de toda la electricidad vendida por la empresa en el mercado interno. [140]
El gobierno de Quebec utiliza tarifas eléctricas bajas para atraer nuevos negocios y consolidar los empleos existentes. A pesar de su obligación legal de vender energía eléctrica a toda persona que lo solicite, la provincia se reserva el derecho de otorgar grandes asignaciones de carga a las empresas caso por caso desde 1974. El umbral se fijó en 175 MW de 1987 a 2006. [141] y se redujo a 50 MW en la estrategia energética del gobierno para 2006-2015. [142]
Los grandes usuarios industriales pagan una tarifa más baja que los clientes domésticos y comerciales, debido a los menores costos de distribución. En 2010, los mayores usuarios industriales, los clientes de Tarifa L , pagaban un promedio de 4,66¢/kWh mientras que las empresas con contratos especiales pagaban 3,07¢/kWh. [143]
En 1987, Hydro-Québec y el gobierno de Quebec firmaron una serie de acuerdos controvertidos con los gigantes del aluminio Alcan y Alcoa . Estos contratos de riesgo compartido fijan el precio de la electricidad en función de una serie de factores, incluidos los precios mundiales del aluminio y el valor del dólar canadiense [144] . Esos acuerdos están siendo reemplazados gradualmente por uno basado en tarifas publicadas.
El 10 de mayo de 2007, el gobierno de Quebec firmó un acuerdo con Alcan. El acuerdo, que sigue vigente a pesar de la fusión de la empresa con el Grupo Rio Tinto , renueva la concesión de derechos de agua sobre los ríos Saguenay y Peribonka. A cambio, Alcan acordó invertir en sus instalaciones de Quebec y mantener puestos de trabajo y su sede corporativa en Montreal. [145]
El 19 de diciembre de 2008, Hydro-Québec y Alcoa firmaron un acuerdo similar. Este acuerdo, que expira en 2040, mantiene el suministro de electricidad a las tres fundiciones de aluminio de Alcoa en la provincia, situadas en Baie-Comeau , Bécancour y Deschambault-Grondines . Además, el acuerdo permitirá a Alcoa modernizar la planta de Baie-Comeau, lo que aumentará su capacidad de producción en 110.000 toneladas al año, hasta un total de 548.000 toneladas. [146]
Varios economistas, entre ellos Jean-Thomas Bernard y Gérard Bélanger de la Universidad Laval , han cuestionado la estrategia del gobierno y sostienen que las ventas a grandes clientes industriales son muy costosas para la economía de Quebec. En un artículo publicado en 2008, los investigadores estiman que, bajo el régimen actual, un trabajo en una nueva fundición de aluminio o en un proyecto de ampliación le cuesta a la provincia entre 255.357 y 729.653 dólares canadienses al año, si se tiene en cuenta el dinero que se podría ganar. vendiendo el excedente de electricidad en el mercado de Nueva York. [147]
Este argumento es cuestionado por los grandes clientes industriales, quienes señalan que los datos de 2000 a 2006 indican que los precios de exportación de electricidad bajan cuando las cantidades aumentan, y viceversa. "Descubrimos que cuanto más exportamos, menos lucrativo resulta", afirmó Luc Boulanger, presidente de la asociación que representa a los grandes clientes industriales de Quebec. En su opinión, la alta volatilidad de los mercados eléctricos y las limitaciones físicas de la infraestructura de transmisión reducen las cantidades de electricidad que se pueden exportar cuando los precios son más altos. [148]
Hydro Quebec llamó la atención de los mineros de Bitcoin en 2018 después de la represión contra la minería en China. [149] La provincia tiene un excedente de energía equivalente a 10 teravatios hora por año. [149]
Hydro-Québec vende parte de su excedente de electricidad a sistemas vecinos de Canadá y Estados Unidos mediante contratos y transacciones a largo plazo en los mercados energéticos a granel de Nueva Inglaterra, Nueva York y Ontario . En 2017, los ingresos netos por exportaciones ascendieron a 1.651 millones de dólares para un total de 34,4 TWh enviados a Nueva Inglaterra (53%), Nueva York (23%), Ontario (13%) y otros (5%). [157] [158]
Aunque la mayoría de las ventas de exportación son ahora transacciones a corto plazo, Hydro-Québec ha celebrado en el pasado contratos de exportación a largo plazo. La corporación tiene 15 interconexiones con mercados vecinos. En 1990, la empresa firmó un acuerdo de 328 MW con un grupo de 13 distribuidores eléctricos en Vermont . El 11 de marzo de 2010, las dos mayores empresas de servicios públicos de Vermont, Green Mountain Power y Central Vermont Public Service, firmaron un acuerdo provisional de 26 años con Hydro-Québec para comprar hasta 225 MW de energía hidroeléctrica entre 2012 y 2038. El memorando de entendimiento prevé un mecanismo de suavización de precios que protege a los clientes de Vermont de los picos de precios del mercado. El acuerdo depende de la promulgación que designe a las grandes centrales hidroeléctricas como "energía renovable". [159]
En 2015, Hydro-Québec y el Operador Independiente del Sistema Eléctrico de Ontario (IESO) firmaron un acuerdo estacional de capacidad compartida de 500 MW. Ontario ha aumentado su capacidad en invierno y escasez en verano. Quebec ha aumentado su capacidad en verano y escasez en invierno. De este modo, el acuerdo sirve para lograr una solución rentable para ambas provincias. Además, en 2016 (IESO) e Hydro-Québec firmaron un nuevo acuerdo a largo plazo desde 2017 hasta 2023. El acuerdo enviará 2TWh por año a Ontario. Por otro lado, Quebec debería recibir capacidad de Ontario durante el pico de demanda del invierno. [160]
De 1944 a 1978, la dirección de Hydro-Québec estuvo compuesta por cinco comisarios, uno de los cuales actuó como presidente.
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