El sector eléctrico de Canadá ha desempeñado un papel importante en la vida económica y política del país desde finales del siglo XIX. El sector está organizado según líneas provinciales y territoriales. En la mayoría de las provincias, las grandes empresas de servicios públicos integradas de propiedad estatal desempeñan un papel destacado en la generación , transmisión y distribución de electricidad. Ontario y Alberta han creado mercados de electricidad en la última década [ ¿cuál? ] para aumentar la inversión y la competencia en este sector de la economía. [2]
La hidroelectricidad representó el 60% de toda la generación eléctrica en Canadá en 2018, [3] convirtiendo a Canadá en el tercer mayor productor mundial de hidroelectricidad después de China y Brasil. [4] Desde 1960, los grandes proyectos hidroeléctricos, especialmente en Quebec , Terranova y Labrador , Columbia Británica y Manitoba , han aumentado significativamente la capacidad de generación del país.
La segunda fuente de energía más importante (15% del total) es la energía nuclear , con varias plantas en Ontario que generan más de la mitad de la electricidad de esa provincia, y un generador en Nuevo Brunswick . Esto convierte a Canadá en el sexto mayor productor mundial de electricidad generada por energía nuclear, con una producción de 95 TWh en 2017. [5]
Los combustibles fósiles generan el 18% de la electricidad canadiense, aproximadamente la mitad como carbón (7% del total) y el resto una mezcla de gas natural y petróleo. Solo cuatro provincias utilizan carbón para la generación de electricidad. Alberta, Saskatchewan, Nuevo Brunswick y Nueva Escocia dependen del carbón para menos de la mitad de su generación, mientras que otras provincias y territorios no queman nada para generar electricidad. Alberta y Saskatchewan también utilizan una cantidad sustancial de gas natural. Las comunidades remotas, incluida la totalidad de Nunavut y gran parte de los Territorios del Noroeste, producen la mayor parte de su electricidad a partir de generadores diésel , con un alto costo económico y ambiental. El gobierno federal ha establecido iniciativas para reducir la dependencia de la electricidad alimentada con diésel. [6] Sin embargo, en 2018, los Territorios del Noroeste generaron el 70% de su electricidad a partir de represas hidroeléctricas y el 4% a partir de energía eólica. [7] En Nunavut, la energía solar genera una pequeña cantidad de electricidad a través de pequeñas instalaciones y proyectos. [8]
Las energías renovables no hidroeléctricas representan una porción del total en rápido crecimiento, con un 7% en 2016. Cabe destacar que la Isla del Príncipe Eduardo genera casi toda su electricidad mediante energía eólica .
Canadá mantiene un importante comercio de electricidad con el vecino Estados Unidos, que ascendió a 72 TWh de exportaciones y 10 TWh de importaciones en 2017.
Los hogares, oficinas y fábricas canadienses son grandes consumidores de electricidad, o hidroeléctrica , como se le suele llamar en muchas regiones de Canadá. [9] En 2007, el consumo de electricidad per cápita canadiense estaba entre los más altos del mundo, con un promedio anual de 17 MWh. [10] En 2017, el consumo promedio anual de electricidad per cápita en Canadá cayó a 14,6 MWh. Quebec tuvo el consumo anual más alto con 21 MWh per cápita, mientras que Nunavut tuvo el menor, 6,1 MWh per cápita. [11] En 2018, la generación de electricidad representó el 9% de las emisiones de Canadá, una disminución del 32% con respecto a 1990. [12]
La electricidad ha sido importante para la economía y la política de Canadá desde finales del siglo XIX. En la década de 1890, tres empresas compitieron para desarrollar las cataratas del Niágara canadienses. [13] Después de la Primera Guerra Mundial, se crearon las empresas de servicios públicos provinciales. Las empresas públicas se centraron en la electrificación rural y el desarrollo hidroeléctrico.
El sector eléctrico de Canadá está organizado a nivel provincial y territorial , como parte de su jurisdicción sobre los recursos naturales. Todas las provincias y territorios han creado juntas de servicios públicos y regulan las tarifas de transmisión y distribución.
El proceso de liberalización de la década de 1990 modificó algunos parámetros, como la separación de las funciones de generación, transmisión y distribución de las empresas de servicios públicos existentes, con el fin de fomentar un mercado mayorista competitivo [14] o, como en los casos de grandes exportadores como Quebec y Columbia Británica, para cumplir con la Orden 888 de la Comisión Federal de Regulación de la Energía y otras normas del mercado estadounidense . La mayoría de los gobiernos provinciales aún mantienen una fuerte participación financiera como operadores en los mercados eléctricos.
En la mayoría de las provincias y territorios, las empresas de servicios públicos son corporaciones de la Corona integradas verticalmente que operan como monopolios regulados . Este es en general el caso de Nuevo Brunswick , Quebec , Manitoba , Saskatchewan , Columbia Británica y Nunavut . Un segundo modelo implica una corporación de la Corona como un gran generador o en transmisión, junto con un distribuidor propiedad de inversores , como en Terranova y Labrador , Yukón , los Territorios del Noroeste y, en menor grado, la Isla del Príncipe Eduardo . Nueva Escocia ha otorgado un monopolio virtual a Nova Scotia Power , cuando se deshizo de sus inversiones en el sector en 1992. [15] Sin embargo, quedan media docena de pequeños distribuidores públicos de electricidad - las Empresas de Servicios Públicos Municipales de Nueva Escocia que tienen derecho a comprar energía de otras partes, o generar su propia energía. Nueva Escocia tiene un programa de tarifas de alimentación para alentar a los generadores más pequeños. [16]
Dos provincias, Ontario y Alberta , han desregulado su industria eléctrica en distintos grados durante la última década. Ambas provincias operan mercados de electricidad , pero existen diferencias significativas entre los dos sistemas. El mercado de Ontario es un híbrido, en el que la Autoridad de Energía de Ontario (ahora fusionada con la IESO) "contrata el suministro, la planificación integrada del sistema y la fijación de precios regulados para gran parte de la generación y la carga de Ontario". [14] En Alberta, el negocio de generación es competitivo, mientras que la transmisión y la distribución están reguladas por tarifas. [14]
Varios municipios operan sistemas de distribución local . Algunos de ellos, como EPCOR en Edmonton , también son actores importantes en el negocio de generación de energía, bajo su nombre o a través de su control de empresas que cotizan en bolsa .
El gobierno federal , a través de la Junta Nacional de Energía , emite permisos para líneas eléctricas interprovinciales e internacionales . [17] La Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear tiene jurisdicción sobre la seguridad nuclear . [18] Ottawa y las provincias comparten la jurisdicción sobre cuestiones ambientales como la contaminación del aire y las emisiones de gases de efecto invernadero . Además, los grandes desarrollos hidroeléctricos desencadenan procesos de evaluación ambiental federal, [19] ya que el Gobierno de Canadá tiene el poder de regular las vías fluviales y la pesca .
Las empresas con un uso intensivo de energía, como la fundición de aluminio y las industrias de pulpa y papel, han realizado importantes inversiones a lo largo del tiempo en la generación de energía. Una de esas empresas es Rio Tinto Alcan , que posee y opera siete centrales hidroeléctricas en Quebec y Columbia Británica, con una capacidad instalada combinada de 3.300 MW. [20] [21]
En los últimos años, la desregulación parcial o total del negocio de generación mayorista ha creado una serie de productores de energía independientes , que construyen y operan plantas de energía y venden a largo plazo, a través de acuerdos de compra de energía (con plazos de hasta 35 años [22] ) y en transacciones con día y hora de anticipación, cuando existen dichos mercados.
En 2013, Canadá generó 651,8 teravatios-hora (TWh), un aumento del 10% desde 2003. Aproximadamente 822 centrales generadoras están repartidas desde el Atlántico hasta el Pacífico, [23] con una capacidad nominal de 130.543 MW. [24] Las 100 centrales generadoras más grandes de Canadá tienen una capacidad combinada de 100.829 MW. En comparación, la capacidad instalada total de Canadá era de 111.000 MW en 2000. [25]
En 2013, el principal tipo de generación de energía por parte de las empresas de servicios públicos en Canadá es la hidroelectricidad , con una participación del 60,1%. Le siguen la nuclear (15,8%), el gas natural (10,3%), el carbón (10%), la eólica (1,8%), el fueloil (1,2%), los biocombustibles y residuos (0,8%), la madera (0,4%) y la solar (0,1%). Otras fuentes, como el coque de petróleo, constituyen el 0,5% restante. [26] [27] [28]
Sin embargo, estas cifras no tienen en cuenta la variedad de combinaciones de generación provinciales. Los productores históricos de carbón, como Alberta (66,9%), Nueva Escocia (58,2%) y Saskatchewan (54,8%) han llegado a depender principalmente de centrales generadoras a carbón . En las provincias ricas en energía hidroeléctrica, como Manitoba (99,5%), Quebec (97,2%), Terranova y Labrador (97,1%) y Columbia Británica (88,7%), la energía hidroeléctrica representa la mayor parte de toda la generación eléctrica.
En la provincia más poblada de Canadá, Ontario Hydro ha desarrollado 11.990 MW de capacidad nuclear entre 1966 y 1993, construyendo 20 reactores CANDU en tres emplazamientos: Pickering , Darlington y Bruce . Nuevo Brunswick y, por extensión, la Isla del Príncipe Eduardo, que compra el 96% de su energía a la provincia vecina, [29] tienen una combinación diversificada, que incluye un reactor nuclear y represas hidroeléctricas. Sin embargo, la provincia depende de la costosa generación de combustible para calefacción . [30]
A continuación se detalla la capacidad de generación eléctrica de las provincias y territorios de Canadá . Las cifras se expresan en megavatios (MW) y gigavatios-hora (GWh). Las tablas que aparecen a continuación utilizan datos de 2010 de Statistics Canada .
Nota: Ontario eliminó el carbón en 2014.
En 2009, la producción canadiense de electricidad fue de 18.566 kWh por persona y el consumo doméstico representó aproximadamente el 94% de la producción (17.507 kWh/persona). [34] En 2008, el promedio de la OCDE fue de 8.991 kWh/persona. [35] El 64,5% del consumo doméstico de electricidad canadiense se produjo con fuentes renovables. El consumo de electricidad no renovable, es decir, de combustibles fósiles y de energía nuclear, en Canadá en 2009 fue de 6.213 kWh/persona, respectivamente en el Reino Unido 5.579; Alemania 5.811; Dinamarca 4.693; España 4.553; Finlandia 11.495 y los Estados Unidos 12.234. [34]
Las redes de transmisión canadienses se extienden a lo largo de 160.000 km (99.000 mi). [36] Las redes generalmente siguen orientaciones norte-sur ya que la mayoría de los centros de población en Canadá se concentran en las regiones del sur a lo largo de la frontera estadounidense, mientras que las centrales hidroeléctricas más grandes se ubican en áreas escasamente habitadas al norte. Esta situación particular obligó a las empresas de servicios públicos canadienses a innovar. En noviembre de 1965, Hydro-Québec puso en servicio la primera línea eléctrica de 735 kV CA que unía el proyecto Manic-Outardes con la subestación Lévis . [37] En 1972, Manitoba Hydro conectó las centrales generadoras que forman parte del Proyecto Hidroeléctrico del Río Nelson con el área de Winnipeg a través de una línea eléctrica de corriente continua de alto voltaje, el Bipolo del Río Nelson . [38]
Las redes de transmisión canadienses están en gran medida integradas a la red eléctrica estadounidense. Hay una mayor integración y comercio con los EE. UU. que entre las provincias de Canadá. [39] Las empresas de transmisión de las provincias que comparten una frontera con los Estados Unidos participan en organizaciones regionales de confiabilidad como la Corporación de Confiabilidad Eléctrica de América del Norte (NERC); las provincias marítimas , Quebec y Ontario son parte del Consejo de Coordinación de Energía del Noreste (NPCC) con empresas de servicios públicos en Nueva Inglaterra y en el estado de Nueva York , Manitoba participa en la Organización de Confiabilidad del Medio Oeste (MRO), mientras que Alberta y Columbia Británica están vinculadas al Consejo de Coordinación de Electricidad del Oeste (WECC).
Las empresas de servicios públicos de todo Canadá están realizando grandes inversiones en el mantenimiento de infraestructuras antiguas y en la construcción de nuevas líneas eléctricas y subestaciones para conectar nuevas fuentes de generación al sistema de energía en general. Por ejemplo, en 2009 Ontario gastó 2.300 millones de dólares en una serie de proyectos de transmisión destinados a conectar nueva capacidad renovable impulsada por la Ley de Energía Verde . [40] En Alberta, la AESO recomendó en 2008 la construcción de un sistema en bucle de 240 kV por 1.830 millones de dólares en la parte sur de la provincia para integrar hasta 2.700 MW de nueva generación eólica. [41] En Quebec, Hydro-Québec TransÉnergie presentó un plan de inversión de 1.470 millones de dólares para conectar 2.000 MW de nueva generación eólica programada para entrar en funcionamiento entre 2011 y 2015. [42]
En febrero de 2020, el costo residencial promedio de la electricidad en Canadá era de $0,174/kWh, y de $0,135/kWh si se excluían los territorios, con base en un uso mensual de 1000 kWh. [44]
Alberta fue la primera provincia canadiense en implementar un mercado eléctrico desregulado. El mercado se estableció en 1996, tras la adopción de la Ley de Servicios Públicos de Electricidad , el año anterior. Las empresas de distribución locales, ya fueran de propiedad de inversores o municipales, mantuvieron la obligación de suministrar y a las 6 empresas de servicios públicos más grandes se les asignó una parte de la producción de los generadores existentes a un precio fijo. La provincia pasó al acceso minorista completo en 2001 y se estableció un mercado al contado, bajo el Operador del Sistema Eléctrico de Alberta , en 2003. Después de que los consumidores se quejaran de los altos precios en 2000, el gobierno implementó una Opción de Tarifa Regulada (RRO), como un medio para proteger a los consumidores de la volatilidad de los precios. [2]
El sector de generación en Alberta está dominado por TransAlta , ENMAX y Capital Power Corporation , una escisión de la empresa municipal de Edmonton EPCOR . Aunque se añadieron 5.700 MW de nueva generación y se retiraron 1.470 de las antiguas plantas entre 1998 y 2009, [45] el carbón todavía representaba el 73,8% de la energía generada por las empresas de servicios públicos en 2007, seguido del gas natural, con el 20,6%. [46]
La capacidad instalada alcanzó los 12.834 MW en 2009, y el carbón (5.692 MW) y el gas natural (5.189 MW) representan la mayor parte de la flota de generación de la provincia. Las recientes incorporaciones a la red han aumentado la capacidad eólica a 657 MW, mientras que la capacidad hidroeléctrica se sitúa en 900 MW. [45] A pesar de las nuevas medidas de emisiones más duras anunciadas por el gobierno federal en junio de 2010, los funcionarios de la industria creían que la provincia seguiría utilizando carbón para generar electricidad hasta 2050. [47] En noviembre de 2015, el gobierno anunció una eliminación gradual del carbón para 2030. [48] Está previsto que la generación de energía a carbón en Alberta se elimine a finales de 2023. [49]
BC Hydro se creó en 1961 cuando el gobierno de Columbia Británica, bajo el liderazgo del Primer Ministro WAC Bennett , aprobó la Ley BC Hydro. Esta ley condujo a la fusión de BC Electric Company y la BC Power Commission, y a la creación de la Autoridad de Energía e Hidroeléctrica de Columbia Británica (BCHPA). [50] BC Hydro es el principal distribuidor eléctrico y atiende a 1,8 millones de clientes en la mayoría de las áreas, [51] con la excepción de la región de Kootenay , donde FortisBC , una subsidiaria de Fortis Inc., brinda servicio eléctrico directamente a 111 000 clientes y abastece a los servicios públicos de propiedad municipal en la misma área. [52]
Entre 1960 y 1984, BC Hydro completó seis grandes proyectos de generación hidroeléctrica , incluidos la presa Bennett de WAC de 2.730 MW y la central generadora Gordon M. Shrum y Peace Canyon en el río Peace , Mica y Revelstoke en el río Columbia , el canal Kootenay en el río Kootenay y la presa Seven Mile , en el río Pend d'Oreille .
Durante décadas se ha discutido sobre una tercera presa y una central generadora de 900 MW en el río Peace, la presa Site C cerca de Fort St. John , y fue rechazada a principios de los años 1990. [53] En abril de 2010, el gobierno de Columbia Británica anunció que trasladaría el proyecto a una fase de revisión regulatoria. [54] En julio de 2015 se emitió un aviso de que la construcción de Site C comenzaría en 2015. [55] La presa Revelstoke construida en 1984 fue la última presa nueva construida por BC Hydro.
El gobierno liberal de la provincia ha promovido la construcción de una serie de proyectos hidroeléctricos de pequeña escala por parte de empresas privadas. Hasta abril de 2010, se habían firmado 63 acuerdos de compra de energía a largo plazo con productores de energía independientes por una capacidad de 2.629 MW y 10,3 TWh de energía. [56]
En 2015, la energía hidroeléctrica representó el 87% de la generación total; el resto fue biomasa, energía eólica y algo de gas natural. [57]
BC Hydro, a través de Powerex, comercializa electricidad hacia el este con Alberta y hacia el sur con todo el oeste de los EE. UU. a través de la Interconexión del Pacífico . En 2014, BC tuvo el mayor volumen de importaciones de electricidad en Canadá (9700 Mwh), desde la Interconexión Occidental en los EE. UU., que utiliza un 60 % de combustibles fósiles. [57] [58] BC Hydro generalmente importa energía durante las horas de menor demanda, cuando las plantas térmicas en los EE. UU. y Alberta tienen exceso de energía para la venta, y luego exporta energía hidroeléctrica durante las horas pico, cuando los precios son más altos. [59]
Manitoba Hydro es la corporación estatal encargada de la generación, transmisión y distribución de electricidad en Manitoba. Su capacidad instalada asciende, en 2015, a 5.701 MW, generados principalmente en 15 centrales hidroeléctricas en los ríos Nelson, Saskatchewan, Laurie y Winnipeg. [60]
La empresa ha completado el proyecto hidroeléctrico Wuskwatim de 200 MW en asociación con la Nación Cree Nisichawayasihk, con la primera energía del proyecto en junio de 2012. Al adelantar la fecha de finalización del proyecto por 3 años, Manitoba Hydro espera sacar provecho de las lucrativas exportaciones en el Medio Oeste de los Estados Unidos . [61] La empresa de servicios públicos está construyendo actualmente una nueva estación de 695 MW en Keeyask en el río Nelson, esperando su finalización en 2019. [62]
La empresa de servicios públicos ha completado la construcción de una tercera línea eléctrica de CC de alta tensión que une el norte de Manitoba con la zona de Winnipeg. El proyecto Bipole III implica la construcción de una línea eléctrica de 1.364 km y dos nuevas estaciones convertidoras. [63] Con Keeyask en construcción, Manitoba Hydro también ha realizado estudios de otro gran proyecto hidroeléctrico, la central de generación de Conawapa. [61]
Nuevo Brunswick tiene una combinación diversificada de generación de energía, que incluye capacidad de combustibles fósiles, hidroeléctrica y nuclear. La empresa provincial de servicios públicos NB Power, fundada en 1920, poseía 3.297 MW de capacidad instalada al 31 de marzo de 2008. [65] Desde entonces, la empresa retiró dos plantas de energía y planea cerrar permanentemente la central generadora de petróleo de 300 MW de Dalhousie. [66]
En la última década [ aclaración necesaria ] , la empresa de servicios públicos estatal ha enfrentado problemas con el fracaso de un plan para cambiar dos de sus grandes instalaciones térmicas a orimulsión , un combustible bituminoso pesado producido por PDVSA , la compañía petrolera del gobierno venezolano , y un retraso de dos años en la remodelación de mitad de vida de la central generadora nuclear de Point Lepreau . [67]
En octubre de 2009, el gobierno provincial firmó un memorando de entendimiento con Quebec para vender la mayoría de los activos de NB Power a Hydro-Québec . El controvertido acuerdo fue cancelado en marzo de 2010. [68] [69]
Desde entonces [¿ cuándo? ] , se han discutido un par de opciones para modernizar la infraestructura eléctrica de Nuevo Brunswick, incluyendo un plan para construir una interconexión de 500 MW con Nueva Escocia [70] y un acuerdo preliminar con la francesa Areva para evaluar la viabilidad de una segunda central nuclear en el sitio de Point Lepreau. [71] Sin embargo, el plan de expansión nuclear fue archivado a pocas horas de la elección de un gobierno conservador progresista liderado por David Alward en septiembre de 2010. [72]
En Terranova y Labrador, la electricidad se genera a partir de 74 centrales eléctricas mediante energía hidroeléctrica, petróleo y energías renovables como la eólica, la solar y la biomasa. La capacidad total de energía en 2022 fue de 8636 MW. Newfoundland and Labrador Hydro , una corporación de la Corona , tiene una capacidad de generación instalada de 8034 MW y es la cuarta empresa de servicios públicos más grande de Canadá. Posee y opera la mayor parte de la generación en la provincia, la red de transmisión y vende directamente a grandes clientes industriales. La empresa también presta servicios a comunidades remotas no conectadas a las redes eléctricas principales, en Terranova y Labrador .
Newfoundland Power , una subsidiaria de Fortis Inc. con sede en St. John's , es un distribuidor regulado que atiende a 239.000 clientes, lo que representa el 85% de todos los consumidores de electricidad de la provincia. La empresa posee una serie de activos de generación hidroeléctrica y compra el 90% de su energía a Newfoundland and Labrador Hydro. [73]
Terranova y Labrador dependen principalmente de la energía hidroeléctrica para sus necesidades de generación, complementada por la Central térmica Holyrood de 490 MW , cerca de St. John's. La principal central eléctrica de la provincia, la Central generadora Churchill Falls de 5.428 MW , se puso en funcionamiento entre 1971 y 1974. La central generadora es propiedad de Churchill Falls (Labrador) Corporation Limited , una empresa conjunta entre Newfoundland and Labrador Hydro (65,8%) e Hydro-Québec (34,2%). La mayor parte de la producción de la planta se vende a un precio fijo a la empresa de servicios públicos de Quebec en virtud de un contrato de compra de energía de 65 años que vence en 2041. [74] [75]
El proyecto Lower Churchill es un proyecto hidroeléctrico planificado en Labrador, para desarrollar el 35 por ciento restante del río Churchill que aún no ha sido desarrollado por la central generadora de Churchill Falls. Las dos instalaciones de Lower Churchill en Gull Island y Muskrat Falls tendrán una capacidad combinada de más de 3074 MW y podrán proporcionar 16,7 TWh de electricidad al año. La central generadora de Muskrat Falls consta de una presa, un aliviadero y una central eléctrica con cuatro turbinas Kaplan y una capacidad generadora total de 824 MW. La construcción de la central generadora de Muskrat Falls comenzó en 2013 y se completó en 2022. [76]
Nova Scotia Power Inc. (NSPI), una subsidiaria de Emera , con sede en Halifax , es la empresa de servicios públicos a cargo de la generación, transmisión y distribución de electricidad en Nueva Escocia. Anteriormente una empresa propiedad del gobierno , fue privatizada en 1992 por el gobierno conservador del primer ministro Donald Cameron , en lo que se denominó en ese momento la mayor oferta pública inicial (IPO) en la historia de Canadá. [77] De los $816 millones recaudados, "$616 millones se utilizaron para recapitalizar Nova Scotia Power mediante el pago de la deuda contraída por la empresa de servicios públicos". [78]
NS Power tiene una capacidad de generación de 2.293 MW: [77] 5 plantas térmicas alimentadas con una mezcla de carbón , coque de petróleo , fueloil y gas natural , proporcionan la mayor parte del suministro anual de 13 TWh. La compañía también opera la antigua Annapolis Royal Tidal Generating Station , la única de su tipo en América del Norte. Además, opera 33 centrales generadoras hidroeléctricas, [77] la mayoría de ellas pequeñas, con la excepción de la central generadora Wreck Cove de 230 MW, [79] inaugurada en 1978. [77]
A lo largo de los años, los residentes de Nueva Escocia han culpado a NS Power por su pobre historial de mantenimiento y su incapacidad para reconectar rápidamente a los clientes después de las tormentas. [80] En septiembre de 2003, 700.000 residentes de Nueva Escocia se quedaron sin electricidad durante hasta dos semanas después del paso del huracán Juan . [81] La tormenta de categoría 2 dañó 27 líneas de transmisión principales, varias torres de transmisión, 117 alimentadores de distribución y 31 subestaciones eléctricas importantes. [82] Más recientemente, la cuestión de la inversión de la empresa en la red provincial se planteó en un debate de líderes durante la campaña electoral de 2009. [ 83] La empresa recibió elogios del primer ministro Darrell Dexter por sus esfuerzos para restablecer la energía después del paso del huracán Earl en septiembre de 2010. [84]
Además de las grandes corporaciones centralizadas , varias ciudades de Nueva Escocia operan sus propios servicios públicos. Riverport opera una pequeña cooperativa de servicios públicos , y Lunenburg , Mahone Bay , Antigonish , Berwick y Canso tienen sus propios distribuidores públicos de electricidad.
En Ontario, la electricidad se genera a partir de energía nuclear, hidroeléctrica, gas natural [85] y energías renovables como la eólica, la solar y la biomasa. La producción total en 2017 fue de 132,1 TWh (es decir, 132 100 millones de kWh). [86] Las distintas fuentes de generación utilizadas en 2017 se muestran en el gráfico circular de la derecha. En abril de 2014, Ontario eliminó el carbón como fuente de generación de electricidad. [87] [88] La combinación de generación para la hora actual se puede ver en la página web del Operador Independiente del Sistema Eléctrico (IESO).
Como se señaló anteriormente, la producción total de electricidad en Ontario en 2017 fue de 132,1 TWh. Si se suman las importaciones de 6,6 TWh y se restan las exportaciones de 19,1 TWh [89] , el consumo en Ontario es de 119,6 TWh. Con una población estimada de 14 193 384 habitantes en 2017, [90] el consumo de electricidad por persona en Ontario en 2017 fue de 9307 kWh al año, o aproximadamente el 60 % del promedio canadiense que se muestra en la tabla Electricidad por persona y por fuente de energía que se muestra anteriormente en este artículo. (Tenga en cuenta que esta cifra incluye todo el uso (comercial, industrial e institucional, así como el uso doméstico) y se encuentra en el punto de producción, es decir, antes de restar las pérdidas de transmisión y distribución). El consumo por persona en Ontario puede ser inferior al promedio nacional porque el gas natural está más ampliamente disponible y tiene una importante ventaja de costo para la calefacción.
Ontario ha sido considerada una red de pico de verano desde 2000, [91] sin embargo, debido a temperaturas invernales particularmente frías y temperaturas estivales moderadas, Ontario alcanzó su pico invernal en 2014. [92] En su Perspectiva de 18 meses publicada en septiembre de 2014, el Operador Independiente del Sistema Eléctrico (IESO) predice un pico de invierno 2014-2015 de 22.149 MW en un escenario meteorológico normal, y un pico de verano 2015 de 22.808 MW, también en un escenario meteorológico normal. [93] El récord histórico de demanda de Ontario se estableció el 1 de agosto de 2006, cuando la demanda máxima de electricidad alcanzó los 27.005 megavatios. [94] (Véase la ola de calor de América del Norte de 2006 ).
En términos generales, Ontario es un exportador neto de electricidad. Ontario importa electricidad, principalmente de sus provincias vecinas de Quebec y Manitoba (ambas con sistemas principalmente hidroeléctricos), y exporta electricidad, principalmente a Michigan y el estado de Nueva York [89] , que dependen en gran medida de combustibles fósiles: carbón en el caso de Michigan [95] y gas natural en el caso de Nueva York [96] .
En 2017, las exportaciones brutas de Ontario fueron de 19,1 TWh, [89] es decir, aproximadamente igual a la mitad de su generación hidroeléctrica de 37,7 TWh en 2017. [86] (Aunque Canadá es el tercer mayor productor mundial de gas natural, [97] Ontario importa gas natural de los Estados Unidos y del oeste de Canadá). Si todas las emisiones de carbono asociadas con la generación alimentada con gas natural se asignaran a las exportaciones, casi toda la electricidad consumida en Ontario provendría de fuentes no carbonosas o neutrales en carbono. (Sin embargo, cabe señalar que la generación de gas natural no coincide necesariamente con las exportaciones y que a veces es necesario operar plantas de gas natural debido a limitaciones de transmisión regional y como respaldo para la generación eólica [98], que es intermitente y algo impredecible).
Ontario adoptó la energía nuclear en los años 1970 y 1980, construyendo 3 grandes instalaciones nucleares y 18 reactores CANDU , que en 2013 proporcionaron el 59% de la producción de electricidad de la provincia, o kilovatios-hora equivalentes al 65% de la electricidad consumida dentro de la provincia. La finalización de la Central Nuclear de Darlington en 1993, "a un costo varias veces superior a las estimaciones originales", [ cita requerida ] provocó enormes aumentos de tarifas [ cita requerida ] y una reevaluación de la política eléctrica de Ontario . Tres documentos de política importantes, el Comité Asesor sobre Competencia en el Sistema Eléctrico de Ontario (1996), presidido por el ex ministro federal Donald Macdonald , un Libro Blanco del gobierno sobre la política eléctrica (1997) y el informe del Comité de Diseño del Mercado (1999) allanaron el camino para una importante revisión de la industria. [2]
En abril de 1999, Ontario Hydro se dividió en cinco empresas sucesoras: Ontario Power Generation (OPG), a cargo de la generación; Hydro One , una empresa de transmisión y distribución; el Operador Independiente del Mercado , responsable de la operación de un mercado eléctrico mayorista desregulado en la provincia; la Autoridad de Seguridad Eléctrica y la Corporación Financiera de Electricidad de Ontario, a cargo de la deuda varada de $38,1 mil millones , los derivados y otros pasivos de la antigua empresa de servicios públicos integrada. [99]
En 2001, OPG alquiló la mayor planta de energía de Canadá, la Central Nuclear de Bruce , a Bruce Power , un consorcio privado originalmente dirigido por British Energy , reduciendo su participación en el mercado provincial de generación al 70%. El gobierno abrió el mercado competitivo el 1 de mayo de 2002, pero las olas de calor y las sequías del verano de 2002 hicieron que los precios al por mayor se dispararan hasta alcanzar picos de 4,71 dólares/kWh en julio y 10,28 dólares/kWh en septiembre. Ante las amargas quejas de los consumidores, el gobierno de Ernie Eves anunció una congelación de precios para los pequeños clientes, dejando intacto el mercado mayorista, el 11 de noviembre de 2002. [2]
Aunque Eves fue elogiado por la pausa en la desregulación del mercado de generación, la cancelación de la oferta pública inicial de Hydro One y su manejo del apagón norteamericano de 2003 , los conservadores progresistas fueron derrotados por los liberales de Dalton McGuinty en las elecciones provinciales de 2003. Mientras tanto, la eliminación gradual de la generación a carbón, incluida la planta de carbón más grande de América del Norte, la central generadora Nanticoke de 3.640 MW , se convirtió en un tema político. En 2002, los conservadores prometieron cerrar las 5 plantas de carbón de Ontario para 2015, mientras que McGuinty se comprometió a una fecha de retiro en 2007, que se retrasó hasta 2014. [100]
En abril de 2009, la legislatura de Ontario aprobó la Ley de Energía Verde, que establece tarifas de alimentación para la energía procedente de fuentes renovables y agiliza el proceso de aprobación de nuevos sitios de generación. [101] Dos meses después de aprobar la ley, Ontario anunció la suspensión de un proceso competitivo para la compra de dos nuevos reactores nucleares en Darlington, citando el precio, evaluado posteriormente en 26.000 millones de dólares. [102] Los críticos de la estrategia del gobierno subrayan que la Ley aumentará el precio de la electricidad y socavará la fiabilidad del sistema, [103] al tiempo que enfrentará a algunos residentes locales contra los promotores de energía eólica. [104]
El impacto de la Ley ha sido notable en términos de impacto en los precios para los consumidores finales. Desde 2009, los precios de la electricidad han aumentado un 95% para los propietarios de viviendas y un 115% para las pequeñas empresas en la provincia de Ontario. [105]
En junio de 2018, la capacidad eólica de Ontario era de 4.412 MW. [106] En 2010, la capacidad eólica de Ontario representaba más de un tercio del total de Canadá. [107]
La Isla del Príncipe Eduardo es la única provincia canadiense que no cuenta con una central hidroeléctrica . La provincia depende en gran medida de la energía importada de las instalaciones de generación de NB Power en Nuevo Brunswick . Dos líneas eléctricas submarinas proporcionan más del 80% de la carga provincial. Desde principios de 2000, el gobierno provincial ha promovido la provincia como un buen lugar para instalar parques eólicos . [ cita requerida ]
Maritime Electric , una subsidiaria de Fortis Inc. con sede en St. John's , opera la empresa de servicios públicos integrada que presta servicio a la mayor parte de la provincia, con excepción de la ciudad de Summerside , que ha estado brindando servicio eléctrico a sus residentes desde 1920. Ambas empresas de servicios públicos poseen y operan plantas diésel , que se utilizan en horas punta o durante emergencias.
Las tarifas eléctricas en Charlottetown son las más elevadas de las 12 grandes ciudades canadienses analizadas por Hydro-Québec en su compendio anual de tarifas eléctricas en América del Norte. Según el documento, un cliente residencial que consuma 1.000 kWh al mes pagaría 17,29 centavos/kWh, una tarifa dos veces y media superior a la que pagan los consumidores de Montreal , Winnipeg o Vancouver . [43]
En noviembre de 2009, el primer ministro Robert Ghiz esperaba reducir el precio de la electricidad y limitar las emisiones atmosféricas al mismo tiempo iniciando conversaciones con el gobierno de Quebec para un acuerdo de suministro a largo plazo. [108] [109] Las negociaciones con Hydro-Québec y otros proveedores, incluido el proveedor actual NB Power, están en curso. [ ¿Cuándo? ] [110] [111]
El sector eléctrico de Quebec está dominado por la mayor empresa de servicios públicos de Canadá, Hydro-Québec, de propiedad estatal. Con una capacidad instalada de 36.810 MW, incluidos 34.118 MW de energía hidroeléctrica, la empresa generó y compró 203,2 TWh en 2009, casi un tercio de toda la electricidad generada en Canadá. Gracias a los bajos costos de generación, las tasas de interés favorables y los altos precios de exportación, Hydro-Québec pagó 10.000 millones de dólares en dividendos al gobierno de Quebec entre 2005 y 2009. [75]
Desde 2003, la empresa ha puesto en funcionamiento 8 nuevas centrales hidroeléctricas por un total de 2.343 MW [112] y actualmente [ ¿cuándo? ] está construyendo 6 nuevas centrales eléctricas: Eastmain-1-A (768 MW) y Sarcelle (150 MW) previstas para 2012, [113] y 4 centrales generadoras en el río Romaine (1.550 MW) que se pondrán en funcionamiento entre 2014 y 2020. [114] El último plan estratégico de Hydro-Québec, publicado en 2009, describe una capacidad de generación nueva adicional de 3.500 MW, incluidos 3.000 MW de proyectos hidroeléctricos adicionales, que se construirán de aquí a 2035. Se espera que las inversiones totales de la empresa en generación, transmisión, distribución y eficiencia energética para el período 2009-2013 alcancen los 25.100 millones de dólares. [115]
Quebec también tiene la intención de aumentar su capacidad de generación eólica. La estrategia energética del gobierno de 2006 prevé la construcción de 3.500 MW para 2015. [116] Dos licitaciones iniciadas en 2003 y 2005 dieron como resultado la firma de 22 acuerdos de compra de energía de 20 años entre Hydro-Québec y productores de energía independientes , por una capacidad total de 2.990 MW. [117] Se espera que un tercero, orientado a proyectos de pequeña escala dirigidos por comunidades o Primeras Naciones, se complete a fines de 2010. [118] La provincia obtuvo el 99% de su electricidad de fuentes renovables en 2013. [119]
En 2007, Saskatchewan produjo 12.362 GWh de electricidad a través de sus centrales eléctricas de carbón, con una generación total de 20.278 GWh. SaskPower , la empresa de servicios públicos propiedad del gobierno , es el principal generador de energía de la provincia. La empresa tiene una capacidad de generación de 3.371 MW y 17 instalaciones de generación. Estas incluyen tres instalaciones de carga base a carbón (1682 MW), cinco plantas a gas natural (674 MW), siete desarrollos hidroeléctricos (854 MW) y dos parques eólicos (161 MW). Dos productores de energía independientes, las estaciones de cogeneración Cory y Meridian tienen una capacidad combinada de 438 MW, mientras que 5 instalaciones de calor residual tienen una producción máxima de 31 MW. [120]
El estado actual del sistema eléctrico requerirá grandes inversiones en la próxima década. Se han iniciado conversaciones con Manitoba sobre la construcción de una interconexión de 138 kV entre las dos provincias vecinas. [121] Se está construyendo una nueva turbina de generación de ciclo combinado a gas natural de propiedad privada en North Battleford . Se espera que la instalación de 260 MW esté terminada en 2013. [122]
Yukon Energy Corporation es la corporación estatal que genera la mayor parte de la energía que se consume en Yukon . La energía hidroeléctrica es la principal fuente de generación, con una participación del 93,2% en 2007. Se complementa con una turbina eólica en Whitehorse y generadores diésel en comunidades remotas. Yukon tiene dos redes independientes. Ninguna está conectada a la red eléctrica continental. Yukon Electrical Company es el principal distribuidor en Yukon.
En su Estrategia Energética , publicada en 2009, el gobierno del Yukón ha declarado que quiere aumentar el suministro de energía renovable, hidroeléctrica y eólica, en un 20%. El gobierno también está considerando conectar las dos redes eléctricas principales del Yukón completando la línea de transmisión de Carmacks a Stewart. No se ha fijado ningún calendario. [123]
Aunque los Territorios del Noroeste no están conectados a la red eléctrica norteamericana , hay dos redes eléctricas que operan en el territorio, la primera en la zona de Yellowknife y la otra en Fort Smith . En la mayoría de las comunidades, la carga se abastece con generadores diésel locales .
La Northwest Territories Power Corporation, propiedad del gobierno, está a cargo de la generación de energía, mientras que Northland Utilities , una subsidiaria de ATCO , opera las redes de distribución.
Qulliq Energy , una corporación estatal , es el único generador de energía que abastece a Nunavut . Qulliq tiene un total de 25 generadores diésel que abastecen a 25 comunidades. El territorio no está conectado a la red eléctrica de América del Norte . [124]
Qulliq Energy planea construir un pequeño proyecto hidroeléctrico en Jaynes Inlet, no lejos de la capital territorial, Iqaluit , que actualmente cuenta con el suministro de dos generadores diésel . La central generadora de 5 MW, que podría costar más de 200 millones de dólares, se ha retrasado debido a los precios más bajos del petróleo y la crisis financiera . La construcción podría comenzar en 2015 o 2016. [125]
En 2013, la generación de electricidad fue responsable de 105 Mt de emisiones de dióxido de carbono, el 20% del total del país, superada sólo por el transporte, con un 32%. Esto representa una reducción del 18% desde 2005. [126]
Mientras que Canadá reduce la huella de carbono en los EE.UU. exportando el 10% de la energía hidroeléctrica total, más de la mitad de los hogares y empresas canadienses queman gas natural para calefacción. [127] La energía hidroeléctrica, la energía nuclear y la eólica generan el 80% de la electricidad de Canadá, mientras que el carbón y el gas natural se utilizan para el 20% restante. [128]
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. Le sigue Ontario (27,4 Mt de CO
2eq.), Saskatchewan (15,4 Mt de CO
2eq.) y Nueva Escocia (9,4 Mt de CO
2eq.). [129] De todas las provincias, Quebec tiene la menor intensidad de carbono en el sector eléctrico con 2,45 g de CO
2eq. por kWh de electricidad generada.
Ontario registró una gran caída de las emisiones en 2008, debido a una menor demanda, a los precios del gas natural y a las instrucciones del gobierno a Ontario Power Generation en relación con un desmantelamiento gradual de la generación a carbón para 2014. [130] Según el Operador Independiente del Sistema Eléctrico de Ontario, entre 2003 y 2009 se pusieron en funcionamiento en la provincia 4.700 MW de nueva generación a gas natural y 1.100 MW de parques eólicos. La nueva capacidad de gas natural permitirá a Ontario retirar dos unidades cada una de las centrales generadoras de Nanticoke y Lambton para finales de 2010, en vías de una eliminación completa para finales de 2014. [131]
En Alberta, TransAlta y Capital Power Corporation emprendieron la construcción de un proyecto de captura y almacenamiento de carbono en la central eléctrica de carbón subbituminoso supercrítico Keephills -3 de 450 MW . El proyecto, que recibió una subvención de 770 millones de dólares de los gobiernos federal y provincial, implicó almacenar el CO2 capturado
2mediante secuestro geológico y recuperación mejorada de petróleo . Estaba previsto que estuviera operativo en 2015; [132] sin embargo, el proyecto se canceló en 2012. [133] En marzo de 2010, SaskPower anunció su propio proyecto de secuestro de carbono en la central eléctrica Boundary Dam , [134] la planta de carbón más grande de la provincia. En Columbia Británica, el gobierno provincial ordenó a BC Hydro que eliminara la central generadora de gas Burrard, de 50 años de antigüedad , de su lista de plantas de carga base . [135]
Algunas compañías hidroeléctricas provinciales se beneficiaron mucho de la liberalización del sector eléctrico de los Estados Unidos introducida por la Ley de Política Energética de 1992 y la Orden 888 de la Comisión Federal de Regulación de la Energía. Nuevo Brunswick, Manitoba, Ontario y Quebec han sido exportadores netos, mientras que BC Hydro ha creado una filial de comercialización de energía para comerciar activamente en el mercado eléctrico vecino.
En 2009, Canadá exportó más de 53 TWh de electricidad —aproximadamente el 9% de su producción— a su vecino del sur, Estados Unidos , mientras que importó 18 TWh. [136] Si bien ocupan una parte relativamente pequeña del mercado estadounidense en general, los suministros canadienses constituyen una parte significativa de la energía consumida en mercados clave, como Nueva Inglaterra, el estado de Nueva York, Ohio, Michigan, Minnesota y el noroeste del Pacífico.
En agosto de 2010, Hydro-Québec firmó una renovación por 26 años de su contrato de energía de 225 MW con las mayores empresas de servicios públicos de Vermont, Central Vermont Public Service y Green Mountain Power. [137] Para facilitar el acuerdo, el gobernador Jim Douglas promulgó el 4 de junio de 2010 una nueva ley de energía renovable, H.781, [138] después de su aprobación en ambas cámaras de la Legislatura de Vermont . La ley convierte a Vermont en el primer estado de los EE. UU. en declarar la energía hidroeléctrica a gran escala como "un recurso de energía renovable". [139]
{{cite book}}: CS1 maint: varios nombres: lista de autores ( enlace ){{citation}}: Mantenimiento de CS1: falta la ubicación del editor ( enlace ){{citation}}: Mantenimiento de CS1: falta la ubicación del editor ( enlace ){{cite web}}: CS1 maint: archived copy as title (link){{citation}}: CS1 maint: location missing publisher (link)la central generadora Thunder Bay quemó su último suministro de carbón. Como resultado, Ontario es ahora la primera jurisdicción de América del Norte en eliminar por completo el carbón como fuente de generación de electricidad.
Ontario ha sido una red con picos de demanda en verano desde el año 2000, debido principalmente al crecimiento del aire acondicionado.
La provincia depende cada vez más de otro combustible fósil, el gas natural, para respaldar la impredecible energía eólica y solar.
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