Nova Scotia Power Inc. es una empresa de servicios públicos de electricidad integrada verticalmente en Nueva Escocia , Canadá. Es propiedad privada de Emera y está regulada por el gobierno provincial a través de la Junta de Servicios Públicos y Revisión de Nueva Escocia (NSUARB). [2] Nova Scotia Power Inc. proporciona electricidad a 520.000 clientes residenciales, comerciales e industriales en Nueva Escocia. [1]
La Comisión de Energía de Nueva Escocia fue creada en 1919 por el gobierno provincial, siguiendo el ejemplo de otras provincias canadienses que establecieron empresas eléctricas de la Corona . La comisión construyó e inauguró su primera planta hidroeléctrica en Tantallon al año siguiente. A lo largo de los años 1920 y 1960, la comisión creció a medida que las plantas hidroeléctricas y las empresas eléctricas de propiedad privada y municipal se declaraban en quiebra o vendían sus activos. En 1960, Nueva Escocia se conectó a la Comisión de Energía Eléctrica de Nuevo Brunswick en la primera interconexión eléctrica entre provincias de Canadá. La Comisión de Energía de Nueva Escocia experimentó una expansión sin precedentes a fines de los años 1960, cuando se construyeron cinco nuevas centrales térmicas para satisfacer la creciente demanda residencial e industrial en la provincia.
El 27 de enero de 1972, el Gobierno de Nueva Escocia adquirió Nova Scotia Light and Power Company, Limited (NSLP), una empresa de servicios públicos propiedad de inversores , arrendando sus activos a la renombrada Nova Scotia Power Corporation (NSPC). [3] En 1984, NSPC abrió la primera estación generadora de energía maremotriz del mundo en el río Annapolis en Annapolis Royal . Esta tecnología, similar a las represas hidroeléctricas , no se generalizó globalmente. En 1992, NSPC fue privatizada por el gobierno provincial del primer ministro Donald Cameron en lo que entonces fue la mayor transacción de capital privado en la historia de Canadá. El gobierno de Cameron había estado bajo una fuerte presión para controlar los déficits provinciales y el servicio de la deuda, de ahí la controvertida decisión de vender la corporación de la Corona. Esta privatización creó Nova Scotia Power Incorporated (NSPI).
El 2 de diciembre de 1998, los accionistas de NSPI votaron a favor de reestructurar la empresa para crear una sociedad holding que sería propiedad de los accionistas, y la empresa de servicios públicos regulada sería una subsidiaria de propiedad absoluta de la sociedad holding. El 9 de diciembre de 1998, NSPI recibió la aprobación para establecer NS Power Holdings Incorporated y los accionistas de NSPI intercambiaron sus acciones en NSPI por acciones en NS Power Holdings Inc. en una base de uno a uno el 1 de enero de 1999. Las acciones ordinarias en NS Power Holdings Inc. comenzaron a cotizar en la Bolsa de Valores de Toronto y la Bolsa de Valores de Montreal el 6 de enero de 1999. El nombre de NS Power Holdings Inc. se cambió a Emera Incorporated el 17 de julio de 2000.
A raíz de las grandes tormentas invernales de 2004, [4] NS Power fue objeto de crecientes críticas por parte de la Unión de Municipios de Nueva Escocia, grupos de interés público orientados a la energía y partidos políticos provinciales por una aparente falta de inversión en el monitoreo, mantenimiento preventivo e instrumentación de su red eléctrica. Finalmente, se encargó un estudio a SNC-Lavalin para explorar un "operador de sistema regional" que releve a NS Power del control de la red, [5] pero Nova Scotia Power sigue siendo una empresa de servicios públicos única e integrada verticalmente a partir de 2014.
El gobierno de Nueva Escocia expresó su preocupación por el futuro de Nova Scotia Power y la estrategia de energía renovable de la provincia tras un acuerdo tentativo de 4.800 millones de dólares canadienses para la venta de la mayoría de los activos de NB Power a Hydro-Québec , el 29 de octubre de 2009. Al gobierno de Nueva Escocia le preocupaba que el acuerdo pudiera afectar su plan de desarrollar fuentes de energía renovable para las exportaciones a Nueva Inglaterra en competencia con la empresa de servicios públicos de propiedad pública de Quebec, ya que todas las rutas de transmisión existentes pasaban por Nuevo Brunswick. [6] La venta se redujo en alcance debido a la presión pública en NB, y luego se abandonó por completo. El gobierno de Shawn Graham cayó en parte como resultado del fracaso de estos acuerdos y la falta de consulta pública antes de llevarlos a cabo.
En respuesta parcial a las preocupaciones sobre quedar excluido del mercado de Nueva Inglaterra, el primer ministro de Nueva Escocia, Darrell Dexter, comenzó a aplicar una estrategia de "bucle" para la interconexión eléctrica de Nueva Escocia, conectando Muskrat Falls en Labrador con Cape Breton , de allí a Nueva Escocia continental y, a través de un cable de transmisión de CC submarino, a Nueva Inglaterra. Esto conectaría a NL, NS y potencialmente a PEI con sus pares en la Interconexión Oriental de FERC directamente sin depender de Quebec o New Brunswick. Por lo tanto, cualquier acuerdo futuro para extender la propiedad de Quebec o la interconexión de Quebec no podría evitar los tratos entre pares en la Interconexión Oriental. Nova Scotia Power no ha anunciado ningún plan para una interconexión directa con los Estados Unidos a partir de 2014.
El 18 de noviembre de 2010, la empresa matriz de Nova Scotia Power, Emera , anunció un acuerdo de 6200 millones de dólares con Nalcor Energy de Terranova y Labrador para desarrollar la Fase 1 del Proyecto Lower Churchill, incluida la infraestructura de transmisión para llevar energía a Nueva Escocia desde Muskrat Falls , Labrador . [7] Al proporcionar acceso garantizado a largo plazo a un bloque de energía hidroeléctrica a un precio fijo, [8] el acuerdo sirvió al objetivo político de larga data de reducir la dependencia de Nueva Escocia de la generación a carbón. [7] Se formó una nueva empresa de servicios públicos regulada registrada en Nueva Escocia, Nova Scotia Power Maritime Link Incorporated (NSPML), para construir y mantener el Maritime Link , incluidas las líneas eléctricas aéreas entre la central hidroeléctrica Granite Canal y Cape Ray, Terranova y un cable eléctrico submarino a través del estrecho de Cabot . En 2013, Nova Scotia Power firmó un acuerdo para actuar como agente de NSPML en las relaciones comerciales con las empresas de servicios públicos vecinas. [9] : 16 Nova Scotia Power también acordó proporcionar servicios de transmisión para Nalcor Energy en Nueva Escocia, lo que permitirá que la electricidad se comercialice entre las cuatro provincias del Atlántico . [9] : 17
Una auditoría encargada por la Junta de Servicios Públicos y Revisión de Nueva Escocia (NSUARB, por sus siglas en inglés) y realizada por Liberty Consulting Group en 2012 concluyó que NSP cobró de más a sus clientes por $21,8 millones porque pagó demasiado por el combustible durante un período de dos años. [10] La auditoría estaba muy censurada cuando se publicó por primera vez en julio de 2009, pero la NSUARB ordenó la publicación del informe sin censura en septiembre de 2009, argumentando que no dañaría la capacidad de NSP de continuar con su negocio. [11]
A medida que NS Power implementaba sus estrategias de gestión del clima y de la demanda , los grupos de presión cuestionaron si se podía confiar en que Nova Scotia Power administrara un programa de conservación a nivel provincial diseñado para evitar la necesidad de construir nuevas plantas de energía de gran tamaño. [ cita requerida ] Su "plan de recursos integrados" de 2007 indicó que la conservación de energía es un elemento importante para satisfacer las necesidades futuras de electricidad de Nueva Escocia. [ cita requerida ] NS Power comenzó a implementar programas de Eficiencia y Conservación de Energía (EEC) para los clientes en 2008. [12]
Los primeros programas de conservación para grandes usuarios comerciales e industriales de electricidad fueron los que lanzó NSP en mayo de 2008. [13] Aunque las empresas eléctricas de Canadá suelen administrar programas similares, [14] [15] [16] los grupos de presión acusaron a NSP de posibles conflictos de intereses, [ cita requerida ] porque era a la vez un vendedor de electricidad y también el administrador de programas que, de tener éxito, reducirían las ventas de energía.
La empresa de servicios públicos gastó 11,9 millones de dólares en programas de conservación en 2008 y 2009. Una evaluación de terceros confirmó que los programas habían ahorrado más de 85 millones de kilovatios-hora de electricidad, superando la meta de la empresa de servicios públicos de 66 millones de kilovatios-hora. [17] En abril de 2009, la empresa de servicios públicos solicitó a la Junta de Servicios Públicos y Revisión de Nueva Escocia la aprobación para gastar 23 millones de dólares en programas de conservación en 2010. [18] El gasto se compensó con una reducción de las tarifas eléctricas en virtud del mecanismo de ajuste de combustible de Nueva Escocia debido a que los precios del petróleo y el gas fueron inferiores a los esperados en 2009. [19]
Las consultas públicas celebradas en Nueva Escocia en 2008 dieron como resultado un informe que recomendaba la creación de una administración independiente de gestión de la demanda . [20] : 3 Conserve Nova Scotia, una agencia gubernamental fundada en 2006, [21] : 13 fue reformulada como la agencia responsable de "la planificación, el desarrollo y la coordinación de políticas y programas para la eficiencia energética y la conservación, incluida la educación pública y el cambio de comportamiento" en 2009. [22]
En 2010 se creó una nueva agencia sin fines de lucro, Efficiency Nova Scotia, para ofrecer programas de gestión de la demanda que antes ofrecía Nova Scotia Power. [23] : 3 La agencia está dirigida por una junta directiva independiente y regulada por la Junta de Servicios Públicos y Revisión de Nueva Escocia. [24] Sus programas están financiados por un DSM Cost Recovery Rider (DCRR) en las facturas de energía de los clientes que varía según la clase de tarifa y el consumo de energía de cada cliente. El cliente residencial promedio paga $63 por año por programas de conservación a partir de 2014. [25] Los pagos promedio de los clientes industriales medianos cayeron de más de $200/mes en 2012 a poco más de $100 en 2013 y 2014. [26]
En 2012, ENS afirmó que "ayudó a los habitantes de Nueva Escocia a ahorrar 100 millones de dólares en costos de electricidad. Los ahorros de energía ascendieron a 141,8 millones de kilovatios hora, suficiente electricidad para desconectar de la red a 14.000 hogares promedio" con gastos de 43,7 millones de dólares, un costo total de menos de 0,31 dólares por kilovatio hora para ahorros permanentes que se repiten año tras año. El rendimiento en efectivo de la inversión en toda la provincia es muy superior al 100% durante toda la historia de Efficiency Nova Scotia. [26]
En octubre de 2013, NSP anunció que ampliaría la tecnología GIS de Schneider Electric con tecnologías OMS y DMS integradas para "monitorear, analizar y gestionar de manera eficiente su red de casi 500.000 clientes para una respuesta más rápida a los cortes de energía". [27] En consecuencia, NSP parece estar siguiendo el plan de Schneider para la evolución de la red. [28]
En 2013, la empresa de servicios públicos municipales de Lunenburg (TLEU) inició un proyecto piloto de medidores inteligentes . A los clientes participantes se les proporcionaron medidores que podían registrar el consumo de energía en tiempo real y se instaló una red inalámbrica para comunicarse con los medidores. [29] La empresa de servicios públicos municipales de Nueva Escocia Cooperative Ltd. y el Departamento de Energía de Nueva Escocia habían estudiado previamente formas de reducir o cambiar la demanda durante las horas pico como una forma de reducir los costos de energía para los clientes atendidos por las empresas de servicios públicos municipales. [30] La NSP no había puesto a prueba medidores inteligentes hasta abril de 2013.
A partir de 2014, las tarifas de energía según el horario del día solo están disponibles para los clientes que utilizan sistemas de calefacción de almacenamiento térmico eléctrico aprobados, que pagan entre 14 y 19 centavos/kWh en horas punta y 7,3 centavos/kWh en horas valle. [31] Las tarifas y el equipo de medición necesario no se han ofrecido a otros clientes que los solicitaron. [32] El profesor de Dalhousie, Dr. Larry Hughes [33] sostiene que deberían implementarse más ampliamente para alentar la conservación de energía en horas punta, garantizar que los vehículos eléctricos y otros dispositivos discrecionales se carguen en horas valle y nivelar el uso de otra manera.
Cada vez se obtiene más energía eólica, que se genera en momentos impredecibles, ya sea en horas punta o fuera de ellas, lo que sugiere que podría ser necesario un sistema de precios de electricidad dinámico y, por lo tanto, una red eléctrica completamente interconectada y más funcional, mucho más allá de las capacidades de los típicos "medidores inteligentes". [ cita requerida ]
En junio de 2017 [34], NSP retiró su solicitud para un proyecto piloto para probar medidores inteligentes inalámbricos, ante las críticas de los defensores de los consumidores. En su lugar, propuso que "prepararía una nueva solicitud para la instalación de los medidores en toda la provincia, incluido un análisis de costo-beneficio, que presentará a la junta en algún momento de este verano" [34], es decir, antes de septiembre de 2017.
El 12 de junio de 2018, la Junta de Servicios Públicos y Revisión de Nueva Escocia aprobó la solicitud de Nova Scotia Power para instalar nuevos medidores inteligentes en toda la provincia por un costo de hasta $133,2 millones. Los costos del proyecto incluyeron todos los sistemas informáticos, los costos de instalación, las comunicaciones, la administración y el financiamiento, así como los medidores nuevos. Los costos también incluyeron una contingencia de $13,4 millones. [35] El proyecto comenzó en el otoño de 2019 y NSP planea finalizarlo en 2021. [36]
NSPI tiene una capacidad de generación de 2.368 megavatios y produce 13.000 gigavatios hora de electricidad cada año. [37] A partir de 2014, la empresa de servicios públicos opera 43 centrales eléctricas , excluidas las turbinas eólicas , [38] utilizando fuentes de energía que incluyen carbón, coque de petróleo , gas natural y energías renovables.
NSPI también compra energía a productores independientes que generan electricidad a partir de energía eólica, hidroeléctrica y biomasa (incluido el gas de vertedero ). Entre los ejemplos más destacados se incluyen los parques eólicos de Pubnico Point, Lingan y Dalhousie Mountain.
En la actualidad, en la provincia operan seis empresas de servicios públicos municipales. [45] Las empresas de servicios públicos municipales son propietarias conjuntas de Municipal Electric Utilities of Nova Scotia Cooperative Ltd. (MEUNS). [46] En conjunto, prestan servicio a menos de 15.000 personas, o aproximadamente el 2% de la población provincial.
La mayoría de las empresas de servicios públicos municipales compran electricidad a través de una interconexión con Nova Scotia Power; sin embargo, algunas, incluida la Berwick Electric Light Commission, tienen activos de generación suplementarios, como pequeñas centrales hidroeléctricas. [ cita requerida ] En 2012, MEUNS se opuso con éxito a los cargos de 28 a 32 millones de dólares que NSP había solicitado ante la Junta de Servicios Públicos y Revisión de Nueva Escocia (NSUARB). Los cargos propuestos habrían sido una "tarifa de salida" única que pagarían las empresas de servicios públicos municipales a cambio de poner fin al monopolio de NSP en el suministro mayorista de electricidad. La NSUARB determinó que un acuerdo de 2005 que permitía a los proveedores externos vender energía a través de la red de NSP otorgaba a las empresas de servicios públicos municipales el derecho a comprar energía a terceros sin pagar una tarifa de salida, siempre y cuando sus negocios no cambiaran o se expandieran sustancialmente. [45]
En 2014, Mahone Bay , Antigonish y Berwick firmaron un acuerdo para desarrollar un parque eólico de 16 MW en el condado de Hants como copropietarios de la Autoridad de Energía de Recursos Alternativos. Se espera que el proyecto ayude a las empresas de servicios públicos municipales de las ciudades a cumplir el objetivo de Nueva Escocia de producir el 25 por ciento de la electricidad a partir de fuentes renovables para 2015 y a pagar dividendos financieros a las tres ciudades durante los próximos 25 años. [47]
