Nova Scotia Power Inc. es una empresa eléctrica integrada verticalmente en Nueva Escocia , Canadá. Es propiedad privada de Emera y está regulada por el gobierno provincial a través de la Junta de Revisión y Servicios Públicos 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 formada en 1919 por el gobierno provincial, siguiendo el ejemplo de varias otras provincias canadienses en el establecimiento de servicios eléctricos de la corporación de la Corona . La comisión construyó e inauguró su primera planta hidroeléctrica en Tantallon al año siguiente. A lo largo de las décadas de 1920 y 1960, la comisión creció a medida que las plantas hidroeléctricas y las empresas de servicios eléctricos de propiedad privada y municipal quebraron o vendieron 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 la década de 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 , y arrendó sus activos a la rebautizada Nova Scotia Power Corporation (NSPC). [3] En 1984, NSPC abrió la primera estación generadora de energía mareomotriz del mundo en el río Annapolis en Annapolis Royal . Esta tecnología, similar a las represas hidroeléctricas , no se generalizó a nivel mundial. En 1992, NSPC fue privatizada por el gobierno provincial del primer ministro Donald Cameron en lo que entonces fue la transacción de capital privado más grande en la historia de Canadá. El gobierno de Cameron había estado bajo fuerte presión para controlar los déficits provinciales y el servicio de la deuda, de ahí la controvertida decisión de vender la corporación Crown. 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 de cartera que sería propiedad de los accionistas, siendo la empresa de servicios públicos regulada una subsidiaria de propiedad total de la sociedad de cartera. El 9 de diciembre de 1998, NSPI recibió aprobación para establecer NS Power Holdings Incorporated y los accionistas de NSPI intercambiaron sus acciones de NSPI por acciones de NS Power Holdings Inc. uno a uno el 1 de enero de 1999. Acciones ordinarias de NS Power Holdings Inc. comenzó a cotizar en la Bolsa de Valores de Toronto y en 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 monitoreo, mantenimiento preventivo e instrumentación de su red eléctrica. Finalmente, se encargó un estudio a SNC-Lavalin para explorar un "operador de sistema regional" para aliviar 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 a raíz de 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 renovables para exportar a Nueva Inglaterra en competencia con la empresa de servicios públicos de Quebec, ya que todas las rutas de transmisión existentes pasaban por Nuevo Brunswick. [6] La venta se redujo en su alcance debido a la presión pública en NB y luego se redujo 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 de quedar aislado del mercado de Nueva Inglaterra, el primer ministro de Nueva Inglaterra, 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 con la parte continental de Nueva Escocia y, a través de Cable de transmisión submarino de CC, Nueva Inglaterra. Esto conectaría a NL, NS y potencialmente PEI con sus pares en FERC Eastern Interconnection directamente sin depender de Quebec o New Brunswick. Por lo tanto, cualquier acuerdo futuro para ampliar la propiedad de Quebec o la interconexión de Quebec no podría impedir los acuerdos 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 6.200 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 Enlace Marítimo , incluidas las líneas eléctricas aéreas entre la Estación Generadora Hidroeléctrica Granite Canal y Cape Ray, Terranova, y una Cable de energía submarino a través del Estrecho de Cabot . En 2013, Nova Scotia Power firmó un acuerdo para actuar como agente de NSPML en relaciones comerciales con empresas de servicios públicos vecinas. [9] : 16 Nova Scotia Power también acordó proporcionar servicios de transmisión para Nalcor Energy en Nueva Escocia, permitiendo el comercio de electricidad entre las cuatro provincias del Atlántico . [9] : 17
Una auditoría encargada por la Junta de Revisión y Servicios Públicos de Nueva Escocia (NSUARB) y realizada por Liberty Consulting Group en 2012 encontró 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 fue muy redactada cuando se publicó por primera vez en julio de 2009, pero la NSUARB ordenó la publicación del informe no redactado en septiembre de 2009, argumentando que no dañaría la capacidad de NSP para llevar a cabo su negocio. [11]
Mientras NS implementaba sus estrategias de gestión del clima y de la demanda , los cabilderos cuestionaron si se podía confiar en que Nova Scotia Power administrara un programa de conservación a nivel provincial diseñado para evitar tener que construir nuevas plantas de energía grandes. [ cita necesaria ] Su "plan integrado de recursos" de 2007 indicó que la conservación de energía es un elemento importante para satisfacer las necesidades futuras de electricidad de Nueva Escocia. [ cita necesaria ] NS Power comenzó a implementar programas de conservación y eficiencia energética (EEC) para sus clientes en 2008. [12]
Los programas de conservación para grandes usuarios de electricidad comerciales e industriales fueron los primeros que lanzó NSP, en mayo de 2008. [13] Aunque las empresas eléctricas de todo Canadá suelen administrar programas similares, [14] [15] [16] los cabilderos acusaron a NSP de posibles conflictos de interés, [ cita necesaria ] porque era a la vez un proveedor 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 un tercero confirmó que los programas habían ahorrado más de 85 millones de kilovatios-hora de electricidad, superando la meta de la empresa de 66 millones de kilovatios-hora. [17] En abril de 2009, la empresa de servicios públicos solicitó a la Junta de Revisión y Servicios Públicos de Nueva Escocia la aprobación para gastar 23 millones de dólares en programas de conservación en 2010. [18] El gasto fue compensado por una reducción en las tarifas de energía bajo el mecanismo de ajuste de combustible de Nueva Escocia debido a precios del petróleo y del gas inferiores a los previstos en 2009. [19]
Las consultas públicas celebradas en Nueva Escocia en 2008 produjeron 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 reestructurada como la agencia responsable de "la planificación, el desarrollo y la coordinación de políticas y programas para la eficiencia y conservación de la energía, incluidos los públicos". educación y 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 del lado de la demanda que anteriormente ofrecía Nova Scotia Power. [23] : 3 La agencia está dirigida por una junta directiva independiente y regulada por la Junta de Revisión y Servicios Públicos de Nueva Escocia. [24] Sus programas están financiados por una cláusula adicional de recuperación de costos (DCRR) de DSM 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]
Para 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, electricidad suficiente para sacar 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 retorno de la inversión en efectivo en toda la provincia supera con creces el 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 modelo de Schneider para la evolución de la red. [28]
En 2013, la empresa de servicios eléctricos de la ciudad de Lunenburg (TLEU) inició un proyecto piloto de contadores inteligentes . Los clientes participantes recibieron medidores que podían registrar el consumo de energía en tiempo real y se configuró una red inalámbrica para comunicarse con los medidores. [29] Municipal Electric Utilities of Nova Scotia 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 manera de reducir los costos de energía para los clientes atendidos por los servicios públicos municipales. [30] NSP no había puesto a prueba medidores inteligentes en abril de 2013.
A partir de 2014, las tarifas de energía por hora del día solo están disponibles para los clientes que utilizan sistemas de calefacción eléctricos de almacenamiento térmico aprobados, que pagan entre 14 y 19 centavos/kW·h en horas pico y 7,3 centavos/kW·h fuera de horas pico. [31] Las tarifas y los equipos de medición necesarios no han sido ofrecidos a otros clientes que los solicitaron. [32] El profesor Dr. Larry Hughes, de Dalhousie, [33] sostiene que deberían implementarse más ampliamente para fomentar la conservación de energía en los picos, asegurando que los vehículos eléctricos y otros dispositivos discrecionales se carguen fuera de los picos y, de otro modo, nivelando el uso.
Una cantidad cada vez mayor de energía proviene del viento que se genera en momentos impredecibles, ya sea en horas pico o fuera de ellas, lo que sugiere que podría ser necesario un esquema dinámico de precios de la electricidad y, por lo tanto, una red eléctrica más funcional y completamente conectada mucho más allá de las capacidades de los típicos "medidores inteligentes". . [ cita necesaria ]
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 cambio, propuso que "prepararía una nueva solicitud para la instalación de 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 Revisión y Servicios Públicos de Nueva Escocia aprobó la solicitud de Nova Scotia Power para instalar nuevos medidores inteligentes en toda la provincia a un costo de hasta $133,2 millones. Los costos del proyecto incluyeron todos los sistemas informáticos, costos de instalación, comunicaciones, administración y financiamiento, así como nuevos medidores. Los costos también incluyeron una contingencia de $13,4 millones. [35] El proyecto comenzó en el otoño de 2019 y NSP planea finalizar 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 de energía independientes que generan electricidad utilizando energía eólica, hidráulica y biomasa (incluido el gas de vertedero ). Ejemplos notables incluyen parques eólicos en Pubnico Point, Lingan y Dalhousie Mountain.
Actualmente hay seis servicios municipales operando en la provincia. [45] Las empresas de servicios públicos municipales son propietarias conjuntas de Municipal Electric Utilities of Nova Scotia Cooperative Ltd. (MEUNS). [46] En conjunto, atienden a menos de 15.000 personas, o alrededor del 2% de la población provincial.
La mayoría de los servicios municipales compran electricidad a través de una interconexión con Nova Scotia Power; sin embargo, algunos, incluida la Comisión de Luz Eléctrica de Berwick, tienen activos de generación complementarios, como pequeñas centrales hidroeléctricas. [ cita necesaria ] En 2012, MEUNS se opuso con éxito a cargos de entre 28 y 32 millones de dólares que NSP había solicitado ante la Junta de Revisión y Servicios Públicos de Nueva Escocia (NSUARB). Los cargos propuestos habrían sido una "tarifa de salida" única pagadera por las empresas de servicios públicos municipales a cambio de poner fin al monopolio de NSP sobre el suministro mayorista de electricidad. La NSUARB descubrió que un acuerdo de 2005 que permitía a terceros proveedores vender energía a través de la red de NSP otorgaba a las empresas de servicios públicos municipales el derecho de comprar energía de terceros sin pagar una tarifa de salida, siempre y cuando sus negocios no cambiaran o ampliaran 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 los 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 pagar dividendos financieros a las tres ciudades durante los próximos 25 años. [47]
