La política eléctrica de Alberta , promulgada a través de varias agencias, es crear un sector eléctrico con un mercado competitivo que atraiga a los inversores, al tiempo que proporciona a los consumidores electricidad confiable y asequible, además de reducir la contaminación dañina para proteger el medio ambiente y la salud de los habitantes de Alberta, según su sitio web de 2022. [1]
El marco subyacente para la regulación de la industria eléctrica de Alberta es la Ley de Servicios Públicos de Electricidad . La Ley inició el mercado eléctrico desregulado de Alberta en 1996, cuando la provincia comenzó a reestructurar su mercado eléctrico, alejándose de la regulación tradicional del costo del servicio para pasar a un sistema basado en el mercado . [1] La Ley estableció agencias independientes que supervisan el sistema eléctrico de la provincia: el Operador del Sistema Eléctrico de Alberta (AESO), el Fondo de Equilibrio, la Comisión de Servicios Públicos de Alberta (AUC), el Defensor del Consumidor de Servicios Públicos (UCA) y el Administrador de Vigilancia del Mercado (MSA). [1]
El carbón solía representar el 80% de toda la electricidad generada en Alberta. [2] A fines de 2019, cuando el carbón representaba el 36% de la combinación de generación y el gas natural el 54%, el 89% de la electricidad de Alberta se producía a partir de combustibles fósiles. [3] El once por ciento se genera con energías renovables, incluidas turbinas eólicas, hidroeléctricas, geotérmicas y biomasa. [3]
Desde el año 2000 hasta el 2021, el precio promedio del pool mayorista en horas punta fue de aproximadamente 70 dólares canadienses por MWh y 70 dólares canadienses por MWh en horas valle. El 12 de agosto de 2021, el precio promedio diario del pool mayorista fue de 142 dólares canadienses por MWh, lo que representa el precio más alto en 20 años, según datos de AESO. [4]
El precio de la electricidad había caído en 2015 a menos de 4 centavos/kWh por primera vez desde 2003, durante la recesión económica cuando los precios del petróleo, y por lo tanto los precios de las materias primas, habían disminuido. [5] La última vez que las tarifas de la electricidad fueron tan bajas fue en 2003. [5] En 2017 se alcanzó otro mínimo histórico, 2,88 centavos/kWh. [5] En 2018, los precios comenzaron a subir a los precios experimentados antes de la crisis económica de 2014. [5] Desde que la opción de tarifa regulada (RRO) que establecía un límite de precio de 6,8 centavos/kWh en la electricidad fue eliminada por el gobierno de la UCP en su presupuesto de otoño de 2019, las tarifas y facturas de electricidad se han disparado considerablemente. [5] Para enero de 2022, las tarifas y facturas de electricidad alcanzaron su precio más alto de la historia: más de 16 centavos/kWh en Edmonton y Calgary, que no incluían tarifas de distribución y transmisión. [5]
El 22 de enero de 2021, EDC Associates informó sobre veinte años de éxito en la competencia minorista en el sector eléctrico de Alberta. [6] Los precios del pool en horas punta promediaron $70/MWh durante el período de 20 años y los precios fuera de horas punta promediaron $31 por megavatio-hora (MWh). [6] El Operador del Sistema Eléctrico de Alberta (AESO) administra el Pool de Energía, que es el único mercado para todas las ventas y compras de electricidad en la provincia. El precio más alto en el Pool de Energía en las dos décadas de 2000 a 2020 fue de $90/MWh. [6]
En agosto de 2021, según datos de AESO, los precios mayoristas de la energía en la provincia aumentaron drásticamente hasta alcanzar más del doble del precio promedio del Alberta Power Pool en 2020. De enero a agosto de 2021, el precio promedio del pool fue de $103,51/MWh; en agosto fue de $142/MWh, lo que representa el precio anual más alto de la electricidad en veinte años. [4]
El 7 de marzo de 2022, el primer ministro Kenney anunció un reembolso de electricidad de 150 dólares. La crítica energética del NDP, Kathleen Ganley , dijo que esto no era suficiente y pidió al gobierno del UCP que considerara limitar las tarifas de electricidad, implementando un "programa de reembolso o una cláusula de tarifa inversa". Ganley dijo que el gobierno debería modificar el presupuesto de 2022 para "proporcionar un alivio real". El Ministro de Gas Natural y Electricidad del UCP respondió que los topes de tarifas, que se habían utilizado anteriormente, no aumentaban la capacidad futura y solo proporcionaban un alivio a corto plazo. Dijeron que no eran fiscalmente responsables, ya que las generaciones futuras pagarían un alto costo por su implementación. [7]
Al considerar los posibles precios horarios del pool de energía, la AESO tiene en cuenta los fundamentos del mercado, como los impactos de la fijación de precios del carbono, el retiro de generadores de electricidad y las conversiones de generadores de carbón a gas, el precio del gas natural, las incorporaciones de formas de energía renovable al suministro y los cortes de energía en las unidades de generación o en la transmisión de electricidad. [8] El pronóstico para 2021 era de 98 dólares/MWh y en 2022 se esperaba que disminuyera un 25% a 74 dólares/MWh. [8] Al hacer pronósticos, la AESO considera la carga interna de Alberta (AIL). Se proyectó que sería más alta en 2021 que en 2020 debido al clima extremo previsto, la recuperación de la pandemia, el aumento del precio del petróleo y el crecimiento económico de la provincia debido a la producción de arenas petrolíferas. [8]
Del 30 de septiembre al 31 de diciembre de 2021, TransAlta , que es una de las empresas de servicios públicos que dominan el sector de generación de Alberta, informó un aumento de $405 millones en ganancias en comparación con el mismo período de 2020. [9]
En comparación con el resto de Canadá, las ciudades de Alberta no eran lo suficientemente grandes como para poder permitirse sistemas eléctricos hasta las décadas de 1880 y 1890. Calgary se convirtió en la primera ciudad en tener un sistema eléctrico cuando la Calgary Electric Lighting Company (ELC) instaló luces en 1887. [10] Los empresarios recibieron un permiso para la construcción de la Edmonton Electric Lighting and Power Company el 23 de octubre de 1891, y menos de dos meses después, el 22 de diciembre, algunas secciones de Edmonton tuvieron luz eléctrica por primera vez. El permiso expiraba en 1909. [11]
En 1921, el partido United Farmers of Alberta (UFA), con orígenes en un pequeño movimiento populista de agricultores que pedían electrificación rural de propiedad pública , ganó un gobierno mayoritario, [12] y permaneció en el poder hasta 1935. [13] El costo estimado de 200 millones de dólares canadienses fue prohibitivo en la década de 1920. En la década de 1930, las praderas fueron las más afectadas debido a la combinación de la sequía del Dust Bowl y la Gran Depresión , por lo que se suspendieron todos los planes de electrificación. [14] Aunque en todo Canadá, solo una de cada cinco granjas tenía electricidad en 1945, la situación de los habitantes rurales de Alberta se complicó por el hecho de que los monopolios eléctricos privados existentes no tenían motivación ni interés en la electrificación rural dado el alto costo. [13] : 11
En 1938, la Junta de Servicios Públicos de Energía (EUB) sucedió a la Junta de Conservación de Petróleo y Gas Natural. La AEUB luego se convirtió en la Junta de Conservación de Recursos Energéticos (ERCB) y el Regulador de Energía de Alberta (AER). El 17 de junio de 2013, el AER asumió la supervisión del desarrollo de los recursos energéticos en términos de regulaciones de ciclo de vida completo. [15]
Tanto en el sector del petróleo y el gas como en el sector eléctrico hubo defensores de la propiedad pública para promover y facilitar el desarrollo de los sectores, al tiempo que se los protegía de posibles intereses privados. [16] : 11 La Comisión Real del Petróleo de la provincia de 1940 recomendó la intervención del gobierno en la embrionaria industria del petróleo y el gas para promover, acelerar y expandir el desarrollo del sector energético, al tiempo que se impedía que los "cazadores de fortuna" causaran "caos" mediante la sobreproducción. De manera similar, como en el sector del petróleo y el gas, el sector eléctrico tenía sus defensores de la propiedad pública para acelerar y difundir la electrificación en toda la provincia. [16] : 11
En 1948, la electrificación era un tema muy candente en Alberta, ya que la instalación de nuevas líneas eléctricas era más lenta y costosa en las áreas rurales que en las ciudades más densas. El partido gobernante de Alberta, el Crédito Social , agregó un plebiscito de electrificación a la boleta en las elecciones generales de Alberta de 1948. Las dos opciones del referéndum eran el modelo existente en el que las plantas de energía municipales y las empresas privadas proporcionaban electricidad o un sistema de propiedad pública que estaría bajo la administración de una Comisión de Energía del Gobierno de Alberta. Este fue el cuarto plebiscito en la historia de Alberta. [16] : 11 Aquellos que apoyaban el modelo existente con empresas privadas contra la propiedad gubernamental ganaron el 50,03% frente al 49,97% con un margen "muy estrecho". [16] : 11 Las dos ciudades principales de Alberta, Calgary y la capital, Edmonton, no estuvieron de acuerdo; la mayoría de los votantes de Edmonton apoyaron el control provincial, mientras que una mayoría aún mayor en Calgary apoyó la mezcla existente de empresas privadas y municipales. [17] : 185 [18] A pesar del resultado del referéndum, el gobierno patrocinó la creación de muchas Asociaciones de Electrificación Rural, algunas de las cuales todavía existen hoy. [19]
El petróleo reemplazó al "carbón como la mayor fuente de energía de Canadá" en 1950. [15]
El municipio de Edmonton fue una de las primeras instalaciones eléctricas en convertir el carbón al gas natural, cuando su planta Rossdale hizo el cambio en 1955. [15]
En 1970, comenzó la construcción de la central eléctrica Clover Bar, que era propiedad de la recién creada Edmonton Power como resultado de la fusión de los "departamentos de distribución eléctrica y plantas de energía de Edmonton". [15]
Con el fin de "lograr la igualación de las tarifas eléctricas promediando el precio de generación y transmisión en toda la provincia", en 1982 se creó la Agencia de Comercialización de Energía Eléctrica, y la Junta de Servicios Públicos fija el "precio al que las empresas de servicios públicos venden energía eléctrica a la agencia". [15]
En 1986, mediante un acuerdo provincial-federal, se desreguló el precio del gas natural, lo que dio lugar a una caída de dicho precio. Alberta dejó que expirara el Plan de Protección del Gas Natural. Ese mismo año, se crearon dos nuevos departamentos (Energía, y Bosques y Tierras y Vida Silvestre) que reemplazaron al Departamento de Energía y Recursos Naturales de Alberta. [15]
La primera turbina de vapor alimentada con carbón en Alberta fue la unidad de generación Genesee, Genesee 2, que se construyó en 1989 con una capacidad de 410 megavatios. [15]
En la década de 1990, en respuesta a los cortes de suministro eléctrico, el gobierno de Alberta, encabezado por Ralph Klein, creyó que la competencia aumentaría y los precios disminuirían si más empresas producían energía en la provincia. Creía que la desregulación haría que Alberta fuera más atractiva para las empresas. [20] El gobierno creó una estrategia de contratos de compra de energía (PPA, por sus siglas en inglés) mediante la cual las ofertas ganadoras en una subasta adquirirían el derecho a proporcionar una parte de toda la energía producida en Alberta entre 1996 y 2016. Los PPA tomarían todas las decisiones y cubrirían los costos de construcción de plantas de generación de energía, además de asumir la responsabilidad de todos los riesgos financieros. Venderían la energía a la red con los "riesgos y recompensas de precios fluctuantes". [20]
Según un artículo de Alberta Law Review de 2020 , si bien los servicios de electricidad en Alberta son prestados principalmente por empresas de servicios públicos propiedad de inversores, siguen funcionando algunas empresas de servicios públicos de propiedad municipal. Algunas de ellas comenzaron a operar a fines del siglo XIX y principios del XX. Estos proveedores municipales tienen sistemas regulatorios en sus propias jurisdicciones. [21]
La estructura de la industria eléctrica de Alberta no se parece a ninguna otra de América del Norte. Alberta nunca ha tenido ni operado su propia compañía eléctrica provincial, a diferencia de la mayoría de las demás provincias canadienses. [22]
Alberta ha preferido el modelo de servicios públicos de propiedad de los inversores tanto en el sector del gas natural como en el de la electricidad, que están sujetos a reguladores económicos provinciales o, en algunos casos, municipales. [21] : 855 El sistema de Alberta es uno en el que los mercados determinan los precios mayoristas y el ritmo de la inversión.
En este mercado desregulado, la generación de electricidad genera competencia para vender energía en el mercado eléctrico a un precio determinado de manera competitiva. El capital privado construye nuevas plantas de generación y los propietarios asumen riesgos financieros. Esto contrasta con las corporaciones de la Corona de los gobiernos provinciales integrados verticalmente en otras provincias canadienses, como BC Hydro , SaskPower , Manitoba Hydro , Hydro-Québec e históricamente, Ontario Hydro , que brindan algunos servicios públicos. En la mayoría de las provincias canadienses existe un sistema de energía convencional regulado por el costo del servicio. [21]
La reestructuración de la industria de servicios públicos de electricidad comenzó en la década de 1990. A través del proceso de reestructuración, Alberta se convirtió en la primera provincia canadiense en implementar un mercado eléctrico desregulado. [23] : 193–195 La legislación que proporcionó el nuevo marco para regular la industria de servicios públicos de electricidad fue la Ley de Servicios Públicos de Electricidad (EUA). Se llevó a cabo una reestructuración adicional a través de enmiendas a la Ley de 1996 , en la Ley de Enmienda de Servicios Públicos de Electricidad de 1997. [15] En 2003, las disposiciones de la Ley establecieron nuevas agencias que reestructuraron la forma en que opera la industria. Esto incluyó al Operador del Sistema Eléctrico de Alberta (AESO), la Comisión de Servicios Públicos de Alberta (AUC) y el Administrador de Vigilancia del Mercado. [24]
Según Brennan, en 2008, algunas empresas de generación poseen tanto la generación como la transmisión en Alberta. [25] : 19 Según Keith Provost, ex vicepresidente senior de Alberta Power Ltd. (ahora ATCO Power) que trabajó en el negocio de servicios públicos de electricidad durante décadas, AESO tenía su propio sistema que es vulnerable a la manipulación y no es un sistema de libre mercado. En lugar de comercializar contratos de electricidad para entregas futuras en un mercado regulado, AESO tenía su propio sistema que está abierto a la manipulación y no es un sistema de libre mercado. Provost dijo que el sistema desregulado causó volatilidad en el precio de la electricidad, mantuvo altos los precios al consumidor mientras maximizaba las ganancias de las empresas generadoras. [26]
Desde el año 2000, el mercado eléctrico de Alberta ha sido un mercado de energía únicamente (EOM, por sus siglas en inglés) en el que el productor de electricidad solo recibe un pago por generar electricidad. [27] En el sistema EOM, las decisiones sobre dónde se construirán las instalaciones, qué tecnologías y el tipo de fuente de energía se utilizarán recaen en el productor, que a menudo trabaja con inversores privados que asumen los riesgos asociados con esas decisiones. [27] Es un sistema simple que puede conducir a una mayor volatilidad del precio mayorista de la electricidad. [27]
Con la aprobación del Proyecto de Ley 18, la Ley de modificación de los Estatutos de Electricidad (Terminación del Mercado de Capacidad), el Partido Conservador Unido (UCP) puso fin a los planes del gobierno anterior bajo Rachel Notley de revisar el sistema eléctrico, para alejarse del Mercado de Energía Única a un mercado de capacidad. [28] En un mercado de capacidad hay menos volatilidad de precios ya que al productor de electricidad no solo se le paga por generar energía, sino también por mantener un nivel más alto de capacidad para poder responder a los picos de demanda. [27]
Según la AIE, entre 1999 y 2009, en la mayoría de las provincias de Canadá se realizaron cambios en la estructura del sector eléctrico con miras a una cierta liberalización del mercado . Los enfoques para cambiar la regulación y el diseño del mercado diferían de una provincia a otra. [23] : 191 El informe decía que en la década de 1990 se estaban fomentando mercados mayoristas competitivos como parte del proceso de liberalización. De todas las provincias canadienses, sólo Alberta tenía un mercado abierto efectivo a nivel mayorista y minorista. [23] : 217 Según la AIE, unas pocas empresas de servicios públicos integradas dominantes proporcionan la mayor parte de los servicios de generación, transmisión y distribución de electricidad. El informe recomendaba desagregar estos servicios. [23] : 193–195
En 1996, Alberta comenzó a reestructurar su mercado eléctrico , alejándose de la regulación tradicional basada en el costo del servicio y adoptando un sistema basado en el mercado , lo que incluyó la creación de agencias independientes del sector eléctrico en virtud de la Ley de Servicios Públicos de Electricidad de 1996. Se establecieron para supervisar el sistema eléctrico de la provincia; para crear un sistema eléctrico que sea "confiable", "asequible" y que también reduzca la contaminación que daña la salud de los habitantes de Alberta y el medio ambiente, al tiempo que garantiza un mercado competitivo para los inversores de la industria. [1]
Estas agencias incluyen el Operador del Sistema Eléctrico de Alberta (AESO), el Fondo de Equilibrio, la Comisión de Servicios Públicos de Alberta (AUC), el Defensor del Consumidor de Servicios Públicos (UCA) y el Administrador de Vigilancia del Mercado. [1]
La AESO no tiene afiliación industrial y no posee activos de mercado. [25] : 19 Es un operador de sistema independiente que lidera la planificación y operación del Sistema Eléctrico Interconectado de Alberta (AIES) y el Pool de Equilibrio. AESO facilita el acceso abierto a la red al promover un mercado eléctrico competitivo. AESO interactúa con la industria eléctrica consultando con minoristas, generadores de electricidad y propietarios de instalaciones de transmisión como AltaLink, ATCO, ENMAX y EPCOR. [25] : 19 [29] AECO está gobernada por una junta directiva independiente designada por el ministro de energía de la provincia. [25] : 19 La AESO recopila y evalúa información sobre la industria. La MSA recomienda que las sanciones y multas se presenten ante la AUC.
La Comisión de Servicios Públicos de Alberta (AUC) reemplazó a la Junta de Servicios Públicos de Electricidad (EUB) en la regulación total de los servicios de distribución y transmisión de servicios públicos proporcionados por empresas de servicios públicos propiedad de inversores. La AUC decide las sanciones, las normas y acepta las solicitudes relacionadas con el mercado de la electricidad. [21] [a] Como parte de la reestructuración, la Junta de Servicios Públicos de Energía ya no regulaba los precios mayoristas de la electricidad y los clientes podían elegir su minorista de electricidad. La EUA estipuló que toda la energía eléctrica comprada y vendida en Alberta tenía que intercambiarse a través del Power Pool, que "servía como un pool de acceso abierto, central e independiente". Funcionaba como un "mercado al contado que tenía como objetivo hacer coincidir la demanda con la oferta de menor costo y establecer un precio de pool por hora". [30] Según las tarifas reestructuradas recientemente implementadas por la Junta de Servicios Públicos de Energía (EUB) en la industria de servicios públicos de electricidad, "cada empresa de servicios públicos importante debía solicitar "separar sus costos de generación, transmisión y distribución". [15]
En el sur de Alberta, varias zonas sufrieron un corte rotatorio de electricidad el 25 de octubre de 1998, que fue investigado por el organismo de control de la electricidad de la provincia, EUB. En respuesta al informe del EUB del 4 de noviembre de 1998, se creó un nuevo grupo de trabajo formado por la industria y el gobierno y se introdujeron nuevas normas. [31] : 24 [32] [33] [34]
La opción de tarifa regulada (RRO, por sus siglas en inglés) se refiere a la tarifa regulada predeterminada para la electricidad o la opción de tarifa flotante para consumidores residenciales y de pequeñas empresas que no firmaron un contrato con uno de los treinta proveedores minoristas de electricidad. [35] Las RRO pueden cambiar mensualmente. AUC regula las cinco empresas de propiedad municipal e inversora que aprobaron para proporcionar el servicio de opción de tarifa regulada (RRO, por sus siglas en inglés) a los habitantes de Alberta: AltaGas Utilities, City of Lethbridge, Direct Energy Regulated Services (DERS), ENMAX Power. [36] Estos proveedores de RRO incluyen a Epcor Distribution y FortisAlberta para servicios de cable, y ENMAX Power y EPCOR Energy para electricidad. Según la ubicación geográfica en la provincia, el gobierno ha designado solo un proveedor de electricidad y gas natural RRO para consumidores de electricidad residenciales y comerciales. En toda la provincia, solo hay cinco proveedores de RRO. [36] De estos, cuatro proporcionan electricidad y tres proporcionan gas natural. [36] La ciudad de Lethbridge es el proveedor de electricidad RRO para 34.000 clientes en ese municipio. [36]
Alberta comenzó a registrar alertas de emergencia energética por falta de suministro eléctrico a partir del año 2000. [37] Desde entonces ha notificado 42 alertas de emergencia energética, de las cuales sólo dos alcanzaron un nivel 3 en el que la AESO tuvo que solicitar la "desconexión de la carga eléctrica" o la reducción del servicio a los consumidores. La primera se produjo el 24 de julio de 2006 [32] y la segunda tuvo lugar el 9 de julio de 2012. [37] : 9 [38]
Si bien el precio promedio del pool mayorista en horas punta fue de aproximadamente CA$70/MWh desde 2000, y CA$31/MWh durante las horas valle, [6] el precio promedio el 12 de agosto de 2021 fue CA$142/MWh con un promedio de CA$103,51 para 2021 hasta la fecha, lo que representa el precio más alto en 20 años, según datos de AESO. [4]
El Administrador de Vigilancia del Mercado ( MSA ) es el organismo de vigilancia del mercado eléctrico que supervisa la existencia de ventajas competitivas. Si bien la AESO tiene la función de recopilar información y recomendar áreas para su evaluación, solo el MSA puede recomendar sanciones o multas a la AUC.
El fondo de compensación prevé los gastos e ingresos y gestiona los pagos y algunos activos de generación de energía. También establece los poderes y responsabilidades de la AESO e implementa políticas. Entre sus disposiciones se encuentra la creación del Power Pool of Alberta (Power Pool), una entidad de compensación del mercado mayorista. A través de la AESO, se creó un mercado spot.
Toda la energía eléctrica que se compra y se vende en la provincia se intercambia únicamente a través del Power Pool of Alberta, la entidad central, sin fines de lucro, independiente y de acceso abierto que ha estado operando el mercado eléctrico mayorista competitivo y el despacho de generación de electricidad desde su creación en 1996. [30]
Las empresas de distribución locales, ya sean de propiedad de inversores o de propiedad municipal, conservaron la obligación de suministrar y a las seis empresas de distribución más grandes se les asignó una parte de la producción de los generadores existentes a un precio fijo.
El Power Pool es una entidad sin fines de lucro que opera el "mercado mayorista competitivo, incluido el despacho de generación". [30] El Power Pool combinaba la oferta de menor precio con la demanda, funcionando como un mercado al contado, estableciendo un precio de pool que se revisaba cada hora en función de 60 precios marginales por minuto. [30] Sólo las ofertas aceptadas generan energía y reciben el precio de pool de AESO. Todas las ofertas aceptadas reciben el mismo precio, el precio de pool, no el precio ofrecido". [26] Tras la creación del Power Pool, el precio de la electricidad aumentó significativamente, pasando del precio más bajo de América del Norte al tercero más alto en 2001. [39] [40]
El Defensor del Consumidor de Servicios Públicos ( UCA ) ayuda a los consumidores a comprender sus facturas de energía agrupadas, que incluyen tanto la electricidad como el gas natural. Proporciona información detallada en su sitio web, que se actualiza constantemente. Esto incluye herramientas para ayudar a los consumidores a elegir uno de los treinta proveedores minoristas de electricidad mediante la comparación de costos, y para brindar asistencia para comprender las facturas de electricidad que son muy detalladas. [40]
La electricidad generada a partir de carbón fue la columna vertebral del sector eléctrico de Alberta. En 2013, el carbón representó el 55% del total, el gas natural representó el 35% y la energía renovable y alternativa representó el 11%. Estas fuentes más limpias incluyeron "la energía eólica, la hidroeléctrica, la biomasa y la cogeneración". [41] : 186
El noventa por ciento de los recursos de carbón utilizables de Canadá, incluidos distintos grados de carbón, que van desde el lignito ( el grado más bajo) hasta el semiantracita , se encuentran en la Cuenca Sedimentaria del Oeste de Canadá (WCSB), [42] que se encuentra debajo de las tres provincias occidentales de Alberta, Columbia Británica y Saskatchewan. El lignito, que se utiliza principalmente para la generación de electricidad, es fácil de extraer y se ha utilizado en Alberta desde el siglo XIX para producir electricidad. [43]
Las centrales eléctricas de carbón que quemaban carbón para generar electricidad eran la "columna vertebral" del sistema eléctrico de Alberta. [44]
La AIE informó que Alberta tenía los segundos niveles más altos de emisiones de GEI en Canadá (190 Mt) representando el 27% de las emisiones totales de Canadá. [23] : 43 Solo Ontario fue más alto con 234 Mt que representan el 33% de las emisiones de la nación en 2006. [23] : 43 En 2007, se introdujo una nueva política para reducir las emisiones de GEI en un 12% comenzando con los grandes emisores como las centrales eléctricas a carbón, las plantas de pulpa y los proyectos de arenas petrolíferas. [44] Alberta fue la primera jurisdicción en América del Norte en introducir un impuesto al carbono: el Reglamento de Emisores de Gases Especificados, o SGER, se consideró una historia de éxito. [44]
La capacidad instalada alcanzó los 12.834 megavatios en 2009, y el carbón (5.692 MW) y el gas natural (5.189 MW) representan la mayor parte del parque generador de la provincia. [45]
En 2013, la combinación de generación de Alberta siguió estando "dominada por el carbón" con un 55%, el gas natural con un 35% y las fuentes renovables y alternativas con un 11%, que incluían "la energía eólica, hidroeléctrica, biomasa y cogeneración", según el informe de la Agencia Internacional de la Energía (AIE) de 2017. [41] : 186 [b] La siguiente fuente más importante de electricidad provino del gas natural, que había aumentado su representación del 29% en 2004 al 35% en 2013. Para 2013, la energía renovable y alternativa representaba el 11% de la combinación de generación e incluía parques eólicos, hidroeléctricos, biomasa y cogeneración. [41] : 186
Según los economistas de Alberta, Andrew Leach y Blake Shaffer, el porcentaje de la combinación de generación de Alberta suministrada por carbón había caído del 50% en 2015 al 27% en 2020, sin un aumento en el precio de la electricidad ni una interrupción del servicio durante el período de transición de cinco años. [44]
Las unidades 1 y 2 de la central generadora Genesee de Capital Power comenzaron a funcionar en 1989 y 1994, respectivamente. [46]
Las unidades 1 y 2 de la central generadora Battle River de Heartland Generation en Forestburg comenzaron a funcionar en 1998. [47]
Central generadora Keephills unidad 3 de Capital Power en Duffield (2021) [48]
TransAlta decidió actuar rápidamente para pasar de las plantas de carbón a gas natural, lo que fue financiado parcialmente por la inversión de 750 millones de dólares canadienses de Brookfield Renewable Partners. Para el 2 de febrero de 2021, TransAlta había convertido la primera de las tres conversiones planificadas. [49] Para fines de diciembre de 2021, TransAlta había completado la conversión total de carbón térmico a gas natural en su instalación de la Unidad 3 de Keephills, que se encuentra cerca de Keephills, Alberta . [50] TransAlta retiró la Unidad 1 de la Central Eléctrica Sundance en 2017, la Unidad 2 en 2018, la Unidad 3 en 2020 y la Unidad 5 en 2021. La Unidad 6 de la Central Eléctrica Sundance se convirtió a gas natural en 2021. La Unidad 1 de la Central Generadora Keephills en Duffield se retiró en 2021. [51] Las Unidades 2 y 3 de Keephills se convirtieron a gas natural en 2021. Tanto la Unidad 1 como la Unidad 2 de Sheerness se convirtieron a gas natural en 2021 y 2020. Los precios del carbono provinciales y federales y los impuestos al carbono estuvieron entre los factores que convirtieron al carbón en un pasivo en lugar de un activo, según TransAlta. Las unidades 4 y 5 de la Central Eléctrica Sundance comenzaron a operar en 2021. [52]
La central eléctrica HR Milner de Milner Power en Grande Cache , en el centro-oeste de Alberta, se puso en funcionamiento en 1972 como central eléctrica a carbón . [53] En 2011, la Comisión de Servicios Públicos de Alberta concedió a Milner la aprobación provisional para ampliar su instalación de 150 megavatios a carbón a una de 500 megavatios sin ninguna audiencia pública ni notificación de solicitud. [54] Ecojustice y el Instituto Pembina plantearon inquietudes cuando las regulaciones federales sobre gases de efecto invernadero entraron en vigor en 2015. [54] En 2011, de todas las provincias canadienses, Alberta, con sus once plantas a carbón, era la que tenía más. [54]
Las unidades 1 a 4 de la central generadora Wabamun de 537 megavatios (MW) de TransAlta en Wabamun se construyeron en 1956 y proporcionaron energía durante 54 años como el "activo fundamental" de TransAlta. Fueron totalmente desmanteladas en 2010. [55]
En 2021, el carbón representaba solo el 20% de la combinación total de generación de electricidad en Alberta, en comparación con el 80%. El carbón fue reemplazado por gas natural y energías renovables y alternativas. [41] : 186
El gas natural ha sido un importante contribuyente a la combinación de generación de electricidad de Alberta, superado solo por el carbón durante muchas décadas. [41] : 186 Junto con la producción de gas natural de muy alta capacidad de Alberta debido a su cuenca de suministro natural, la provincia tiene una de las infraestructuras de gas natural más importantes de América del Norte, que incluye capacidad de almacenamiento y una red de tuberías de exportación. [56] En AECO "C", una instalación de almacenamiento de gas natural cerca de Suffield en el sureste de Alberta cerca de Medicine Hat , en la Alberta Energy Company (AEC) comenzó a informar los precios spot diarios del gas natural en 1993. [15] AEC ahora se conoce como EnCana . [15] El precio spot de AECO "C" se convirtió en el líder en términos de puntos de referencia para establecer el precio del gas natural en América del Norte. [56]
La instalación de Suffield y la instalación Countess al sur de Drumheller en el centro-sur de Alberta, al sur de Drumheller, conforman el centro AECO de Rockpoint. La instalación de almacenamiento de Suffield, uno de los centros de gas natural más grandes de América del Norte. Históricamente, el costo del gas natural en este centro tiene el costo de compra más bajo de América del Norte. [56] Si bien los recursos de gas natural de Alberta son significativos, el transporte de larga distancia para la exportación es costoso. La siguiente fuente más importante de electricidad provino del gas natural, que había aumentado su representación del 29% en 2004 al 35% en 2013. [41] : 186
La cogeneración , también conocida como cogeneración, se refiere a plantas de energía que producen calor y electricidad simultáneamente. [57] Estas plantas de cogeneración más eficientes resultan en menos emisiones de GEI. [57]
El sector eólico, particularmente en el sur de Alberta, ha experimentado un crecimiento significativo, del 1,1% de la generación total en 2005 al 6,9% en 2017, según la Junta Nacional de Energía. [58]
En 2013, las fuentes de energía renovables y alternativas incluían parques eólicos, hidroelectricidad, biomasa, geotermia y cogeneración, y representaban el 11% de la combinación de generación. [41] : 186
Otras fuentes renovables son la cogeneración, la energía nuclear y la biomasa. En términos de proyectos operativos, la eólica es la principal fuente renovable, seguida por la hidroelectricidad, la biomasa y la solar, según el Perfil del mercado energético de Alberta de 2018 de la Universidad de Alberta. [58]
En la década de 1910, Alberta construyó instalaciones hidroeléctricas, pero la construcción de instalaciones alimentadas con carbón y gas natural superó a la de la energía hidroeléctrica. [58]
En la década de 1950, la energía hidroeléctrica proporcionaba el 50% de la electricidad de Alberta, pero en 2010, esta proporción había disminuido al 7%. [59] En 2018, no hubo propuestas de proyectos hidroeléctricos. [58]
En 2018, Alberta se encontraba por detrás de otras provincias en el desarrollo de energía renovable. En los 44 años que el Partido Conservador Progresista estuvo en el poder, la producción de petróleo y gas, no la energía renovable, fue la prioridad. [58]
En su "Informe final de 2020 para la actualización de la Comisión de Servicios Públicos de Alberta sobre los recursos energéticos hidroeléctricos de Alberta", la consultora Hatch evaluó el potencial de desarrollo de la cuenca fluvial de Alberta: cuenca del río Athabasca: 13.050 GWh; cuenca del río Churchill: sin potencial hidroeléctrico; cuenca del río Hay: 100 GWh; cuenca del río Milk: sin potencial hidroeléctrico; cuenca del río Saskatchewan Norte: 8.270 GWh; cuenca del río Peace: 19.720 GWh; río Red Deer: 340 GWh; cuenca del río Slave: 7.640 GWh; cuenca del río Saskatchewan Sur: 3.930 GWh. [60]
Históricamente, la hidroelectricidad ha sido la principal fuente de electricidad de Canadá. Sin embargo, muchas instalaciones están envejeciendo y necesitan reparaciones costosas. El alto costo de construcción a menudo ha provocado sobrecostos y, como hay muchas otras opciones renovables menos costosas, los proyectos hidroeléctricos futuros deben considerarse con cautela. [61]
El primer parque eólico comercial de Canadá, la planta eólica Cowley Ridge de TransAlta , cerca de Pincher Creek, Alberta, se completó en 1993. [15]
En 2006, los parques eólicos de TransAtla se vieron limitados a 400 megavatios de energía eólica, porque la instalación de líneas eléctricas no seguía el ritmo de la construcción de turbinas eólicas. [62]
Sólo el 40% de las turbinas eólicas en Canadá se pusieron en funcionamiento antes de 2010. Con el tiempo se hicieron más grandes y altas, y su capacidad y sofisticación aumentaron, según el ingeniero eólico principal del Departamento de Recursos Naturales federal. [63] Para 2010, la capacidad eólica había alcanzado los 657 MW y la capacidad hidroeléctrica produjo 900 MW. [64]
En 2020, Alberta contaba con 900 turbinas eólicas. Solo dos provincias tenían más: Ontario, con 2663 turbinas, lo que representaba aproximadamente el 40% del total de Canadá, y Quebec, con 1991. [63]
El proyecto de ley 36, la Ley de Desarrollo de Recursos Geotérmicos , se presentó el 20 de octubre de 2020 para crear políticas y regulaciones claras para la "industria emergente" con el fin de fomentar la inversión en el desarrollo de recursos geotérmicos en Alberta. [65] Hay más de 388.500 MW de generación geotérmica sin explotar en Alberta. En 2020, la capacidad de generación instalada total de Alberta fue de 16.515,13 MW a modo de comparación. [65] [66]
La planta de energía geotérmica Greenview de Terrapin Geothermics, de 90 millones de dólares canadienses (Alberta No. 1), en el distrito municipal de Greenview No. 16 , que se espera que esté en funcionamiento en 2023, recibió 25,45 millones de dólares canadienses en financiación de Recursos Naturales de Canadá (NRCan). [67] La instalación será la primera en producir energía geotérmica en Alberta. [67]
Air Products, con sede en Pensilvania, está construyendo un "complejo energético de hidrógeno de emisión neta cero" de 1.300 millones de dólares canadienses cerca de Edmonton [68] que, cuando esté terminado en 2024, utilizará gas natural para producir el combustible de hidrógeno de combustión limpia. [69] Air Products ya tiene tres instalaciones de hidrógeno en la provincia. [69] El hidrógeno se utilizará para generar electricidad. [69]
Una de las principales legislaciones del gobierno de Alberta en términos de jurisdicción sobre la Junta de Recursos Energéticos y Conservación (ERCB) fue la Ley de Servicios Públicos de Gas de 1960. [15]
En 1961 se introdujeron nuevas normas provinciales de calidad del aire que limitaban las emisiones de sulfuro de hidrógeno y dióxido de azufre. [15]
En respuesta a la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo de Río de Janeiro , junio de 1992 , Canadá y más de 160 otras naciones acuerdan trabajar hacia el desarrollo sostenible limitando las emisiones de gases de efecto invernadero que impactan el cambio climático global . [15]
En 1994, se creó el Departamento de Protección Ambiental de Alberta con la fusión de dos departamentos, el Departamento de Silvicultura y el Departamento de Tierras y Vida Silvestre. [15] El Departamento de Energía se dividió en cinco divisiones de nueva creación. [15]
En 1995 se creó la Junta de Energía y Servicios Públicos de Alberta (AEUB) mediante la fusión de la Junta de Servicios Públicos y la Junta de Recursos Energéticos y Conservación (ERCB) para aumentar la eficiencia y agilizar el proceso de regulación de la energía y los servicios públicos. [15] La ERCB era anteriormente la Junta de Conservación del Petróleo y el Gas Natural. [15] La ERCB se convirtió en el Regulador de Energía de Alberta en 2013. [15]
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. [45]
En 2013, el gas de esquisto se había convertido en una parte importante del suministro de gas. Un estudio de Recursos Naturales de Canadá de 2012 concluyó que los impactos ambientales del gas de esquisto en términos de emisiones de GEI eran significativamente menores que los del carbón. [70] lo que corroboró los hallazgos en los Estados Unidos. [71] [72] [73]
Según la décima edición del informe anual de mercado sobre el carbón de la AIE de diciembre de 2020, a nivel mundial se aceleró el cambio hacia energías limpias que se alejen de los combustibles con alto contenido de carbono, como el carbón, para reducir las emisiones de GEI. [74] El informe de la AIE afirma que la demanda de carbón había alcanzado su punto máximo a nivel mundial en 2013. Los factores que contribuyeron a la disminución de la demanda mundial incluyeron el aumento de la producción de gas como parte de la revolución del esquisto en los Estados Unidos, el aumento acelerado de la producción de energía eólica y solar y el aumento de la promulgación de políticas públicas relacionadas con el cambio climático. [74] En 2017 y 2018 hubo un breve repunte de la demanda de carbón. Aunque la participación mundial en la generación de electricidad solo cayó del 40% en 2009 al 36,5% en 2019, la mayoría de los generadores de carbón estaban en India y China. [74]
El mercado eléctrico de Alberta consta de seis componentes y características fundamentales.
Diecisiete empresas suministran electricidad a la red . Cinco de esos proveedores ( ATCO Power, Enmax , Capital Power Corporation , TransAlta y TransCanada Corp.) suministran aproximadamente el 80% de la capacidad de generación de la provincia.
El sector de generación en Alberta está dominado por TransAlta (anteriormente Calgary Power), ENMAX y Capital Power Corporation , una escisión de la empresa municipal de Edmonton EPCOR . Las empresas de servicios públicos en Alberta también incluyen a Bullfrog Power , TransAlta Corporation , Alberta Power limited, AltaLink , ATCO Power y FortisAlberta. Aunque se añadieron 5.700 megavatios de nueva generación y se retiraron 1.470 megavatios de plantas antiguas entre 1998 y 2009, [64] el carbón todavía representaba el 73,8% de la energía generada por los servicios públicos en 2007, seguido del gas natural, con el 20,6%. [75]
La empresa de servicios públicos TransAlta, con sede en Calgary, informó un aumento de 405 millones de dólares en el período de tres meses del 30 de septiembre al 31 de diciembre de 2021, en comparación con 2020. [9]
La red de transmisión de Alberta, que pertenece en parte a empresas como TransAlta , AltaLink y ATCO Electric, transporta la electricidad producida por los proveedores de generación a compradores mayoristas o minoristas de electricidad. Las conexiones con Columbia Británica, Saskatchewan y Montana permiten la importación y exportación de energía competitiva.
Hay alrededor de 160 compradores mayoristas de electricidad, muchos de los cuales también son revendedores a otros usuarios finales como ENMAX , EPCOR , Fortis Alberta y Direct Energy .
Entre 1998 y 2008, se agregaron más de 4.700 megavatios (MW) de nueva generación al suministro eléctrico de la provincia. [76]
Aunque entre 1998 y 2009 se añadieron 5.700 megavatios de nueva generación y se retiraron 1.470 megavatios de plantas antiguas, [77] el carbón todavía representaba el 73,8% de la energía generada por las empresas de servicios públicos en 2007, seguido por el gas natural, con el 20,6%. [75]
En 2017, Alberta fue el cuarto mayor consumidor de electricidad per cápita en Canadá, lo que representa un "consumo de 28% más que el promedio nacional" con un "consumo anual de electricidad per cápita" de 18,7 megavatios hora (MW.h). [78] La demanda de electricidad había crecido un 22% entre 2005 y 2017. [78]
Durante la pandemia de COVID-19, la demanda anual de electricidad disminuyó en 2020 y se expandió alrededor de un 3% en 2021, a medida que la economía de la provincia se recuperaba. [9]
El sector residencial incluye sistemas de calefacción y refrigeración del hogar, electrodomésticos, calentadores de agua e iluminación.
Los consumidores minoristas tienen la opción de comprar electricidad a precios competitivos de vendedores externos como Just Energy o a precios regulados a través de empresas de servicios públicos locales como ENMAX y EPCOR .
Según Statista, en 2021, en comparación con otras provincias y territorios canadienses, los costos de electricidad para los usuarios finales en Alberta, de 16,6 centavos por kWh, estaban por debajo del promedio de 17,9 centavos por kWh. Las tarifas más altas se registraron en los Territorios del Noroeste y Nunavut, con 38,2 y 37,6 centavos. Los costos más bajos se registraron en Quebec, con 7,3 centavos. Manitoba, con 9,9 centavos, Columbia Británica, con 12,6 centavos, Nuevo Brunswick, con 12,7 centavos, Ontario, con 13 centavos y Terranova y Labrador, con 13,8 centavos, fueron todos más bajos que en Alberta. [79] Statista dijo que la electricidad de Quebec era menos costosa debido a la cantidad de represas hidroeléctricas en toda la provincia. [79] Los Territorios del Noroeste y Nunavut pagan más debido a su ubicación remota, que a menudo depende del combustible diésel para generar electricidad. [79]
Un estudio de 2013 comparó el precio unitario de la electricidad en las principales ciudades de Canadá y Estados Unidos. El precio unitario de Calgary fue de 14,81 centavos por kWh, en comparación con 6,87 centavos por kWh en Montreal y 15,45 en Halifax. [80] En abril de 2013, Calgary ocupó el tercer lugar (con un pago mensual promedio de $216 [81] basado en un consumo mensual de 1000 kWh) y Edmonton el cuarto ($202 al mes) en Canadá en comparación con otras ciudades en términos de facturas de electricidad altas. Halifax se ubicó en primer lugar y en el peor lugar de Canadá con $225 [81] al mes. En comparación con otras ciudades de América del Norte, Calgary y Edmonton se ubicaron en séptimo y octavo lugar en términos de los costos de energía más altos. [82] Vancouver, BC estaba entre los menos costosos ($130 al mes). [81] En Alberta, el gasto en energía (sin costos de gasolina) representa el 2,3% del gasto total de los hogares. [83] [c]
Tras la reestructuración y la desregulación que comenzaron en 1996, las tarifas eléctricas para los consumidores aumentaron desproporcionadamente en relación con el costo de generar electricidad. [26] El costo de generar electricidad fue de aproximadamente 3,5 centavos por kilovatio hora en 2000. El precio promedio para los consumidores fue de más de 13 centavos por kWh. Provost dijo que los ingresos de los generadores de electricidad aumentaron en aproximadamente 2 dólares canadienses o mil millones de dólares canadienses anualmente porque los consumidores pagaron más por la electricidad. [26]
En respuesta a las quejas de los consumidores sobre los altos precios en 2001, el gobierno implementó una Opción de Tarifa Regulada (RRO), como un medio para proteger a los consumidores de la volatilidad de los precios. [84]
Las tarifas de electricidad en Alberta cayeron a menos de 4 centavos por kWh en 2015. [5]
Los precios de la electricidad en la provincia alcanzaron un mínimo histórico en 2017, cuando cayeron a 2,88 céntimos/kWh. [5]
En virtud del tope de precios de la electricidad que había regulado las tarifas eléctricas introducido por el NDP, los consumidores que tenían la opción de tarifa regulada (RRO) con la opción de tarifa regulada (RRO) pagaron un máximo de 6,8 centavos por kWh. [5]
Desde 2018, las tarifas de electricidad en Alberta han ido aumentando de forma constante. [5]
El primer ministro Jason Kenney eliminó el límite de precios de la electricidad de Alberta que había regulado las tarifas de electricidad en el presupuesto provincial del otoño de 2019. [5]
En enero de 2022, las tarifas de electricidad alcanzaron un máximo histórico de más de 16 centavos por kWh en Edmonton y Calgary. Además de la tarifa de electricidad, se agregaron tarifas de transmisión y distribución. [5]
El sector comercial incluye sistemas de calefacción y refrigeración comerciales, así como iluminación en edificios comerciales y oficinas.
El sector comercial consumió 17,2 TWh de electricidad en 2017 y el sector residencial consumió 10,3 TWh. [78]
El sector industrial incluye actividades mineras, como la extracción de arenas petrolíferas, la minería de carbón, las actividades manufactureras, la construcción y la silvicultura. Los consumidores industriales representan aproximadamente el 28% de la electricidad consumida en Ontario. Se prevé que este consumo se mantenga estable.
Alberta importa y exporta de acuerdo con las condiciones del mercado con Montana y las provincias vecinas, Columbia Británica y Saskatchewan. Columbia Británica y Saskatchewan tienen acuerdos con Alberta llamados "interties" a través de los cuales se especifica la Capacidad de Transferencia Disponible (ATC). [37] : 7
A pesar de las enormes diferencias en el diseño del mercado y debido a las grandes diferencias en la combinación de activos de generación, los sistemas eléctricos de Alberta y Columbia Británica disfrutan de una relación simbiótica única. BC puede proporcionar un mercado para el excedente de Alberta en temporada baja y un suministro máximo para los períodos de crisis de Alberta. El clima de inversión en Alberta ha atraído un flujo constante de proyectos de generación financiados por inversores privados desde 1996. Esta es una de las razones por las que el sistema eléctrico de Alberta ha proporcionado energía confiable y sostenible incluso durante períodos de rápido crecimiento económico [ cita requerida ] .
Alberta y su vecina Columbia Británica son compradores y vendedores de energía de la otra provincia. Históricamente, las partes comerciales de Alberta importan energía durante los períodos de máxima demanda. De manera similar, las exportaciones desde Alberta se producen con frecuencia durante los períodos de menor demanda (fines de semana, tardes o días festivos, cuando la demanda en Alberta disminuye o cuando hay una abundancia de energía eólica durante los períodos de menor demanda). Este comercio de energía confiere beneficios a ambas provincias. [85]
El comercio de energía entre las dos provincias se basa en parte en la geografía . Históricamente, Alberta ha tenido carbón y gas natural , mientras que la generación de BC es principalmente hidroeléctrica.
Ya sea por razones de alta demanda temporal, escasez de suministro o ambas, las empresas comerciales de Alberta compran electricidad a su vecino occidental a través del Operador del Sistema Eléctrico de Alberta. Por el contrario, las empresas comerciales pueden exportar electricidad en Alberta durante los períodos de menor demanda. Durante ese período, Columbia Británica utiliza esa energía para reducir su generación hidroeléctrica o esa energía se transporta al mercado mayorista de electricidad del Pacífico Noroeste.
Las partes comerciales de Alberta compran electricidad de Columbia Británica durante los períodos de consumo pico, en días inusualmente fríos o calurosos o cuando una cantidad mayor de lo normal de generadores se encuentran fuera de servicio por mantenimiento. Históricamente, Columbia Británica compraba electricidad de Alberta durante los períodos de menor demanda. Más recientemente, las compras de Alberta tienden a realizarse cuando hay una abundancia de generación eólica durante períodos de baja demanda en Alberta. Este comercio beneficia a ambas provincias para que hagan uso de su capacidad de generación y almacenamiento y utilicen los activos de manera más eficiente. Además, ejerce presión competitiva sobre los precios de la energía en ambas provincias.
Las importaciones de electricidad de Alberta representan apenas el 3% de todas las importaciones de Columbia Británica. De hecho, Columbia Británica exporta seis veces más de lo que importa de Alberta, lo que ayuda a reducir sustancialmente las emisiones de gases de efecto invernadero allí.
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