El sector eléctrico en Canadá ha jugado 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 integrados 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 [ ¿cuáles? ] 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] lo que convierte a Canadá en el tercer mayor productor de hidroelectricidad del mundo 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 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 que el carbón (7% del total) y el resto es una mezcla de gas natural y petróleo. Sólo cuatro provincias utilizan carbón para generar 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 que incluyen todo Nunavut y gran parte de los Territorios del Noroeste producen la mayor parte de su electricidad a partir de generadores diésel , a un alto costo económico y ambiental. El gobierno federal ha puesto en marcha iniciativas para reducir la dependencia de la electricidad alimentada por 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 son una porción del total de rápido crecimiento, con un 7% en 2016. En particular, la Isla del Príncipe Eduardo genera casi toda su electricidad a través de energía eólica .
Canadá tiene un importante comercio de electricidad con el vecino Estados Unidos, que asciende 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 la 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 medio 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 en Canadá está organizado según líneas provinciales y territoriales 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 cambió algunos parámetros, como la desagregación de las funciones de generación, transmisión y distribución de las empresas de servicios públicos establecidas para 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 Reguladora de Energía y otras reglas del mercado estadounidense . La mayoría de los gobiernos provinciales todavía 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 verticalmente integradas que operan como monopolios regulados . Éste es en general el caso en Nuevo Brunswick , Quebec , Manitoba , Saskatchewan , Columbia Británica y Nunavut . Un segundo modelo implica una corporación de la Corona como gran generador o en transmisión, junto con un distribuidor propiedad de inversionistas , como en Terranova y Labrador , Yukon , los Territorios del Noroeste y, en menor grado, la Isla del Príncipe Eduardo . Nueva Escocia ha concedido un virtual monopolio a Nova Scotia Power , cuando ésta se deshizo de sus inversiones en el sector en 1992. [15] Sin embargo, todavía quedan media docena de pequeños distribuidores eléctricos públicos: los Servicios Eléctricos Municipales de Nueva Escocia, que tienen derecho a comprar energía de otros partidos o generar la suya propia. NS tiene un programa de tarifas reguladas para alentar a los generadores más pequeños. [dieciséis]
Dos provincias, Ontario y Alberta , han desregulado su industria eléctrica en diferentes grados durante la última década. Ambas provincias operan mercados eléctricos , pero existen diferencias significativas entre los dos sistemas. El mercado de Ontario es un híbrido: 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 carga de Ontario". [14] En Alberta, el negocio de generación es competitivo, mientras que la transmisión y la distribución están reguladas. [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 mediante el control de empresas que cotizan en bolsa .
El gobierno federal , a través de la Junta Nacional de Energía , expide 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 jurisdicción sobre cuestiones ambientales como la contaminación del aire y las emisiones de gases de efecto invernadero . Además, los importantes desarrollos hidroeléctricos desencadenan procesos federales de evaluación ambiental, [19] ya que el Gobierno de Canadá tiene el poder de regular las vías fluviales y la pesca .
Las empresas que consumen mucha energía, como las industrias de fundición de aluminio y de pulpa y papel, han realizado importantes inversiones a lo largo del tiempo en generación de energía. Una de esas empresas es Rio Tinto Alcan , que posee y opera 7 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 las venden a largo plazo, a través de acuerdos de compra de energía , con plazos de hasta 35 años [22 ] — y en transacciones diarias y con horas de antelación, cuando existan dichos mercados.
En 2013, Canadá generó 651,8 teravatios-hora (TWh), un aumento del 10% desde 2003. Aproximadamente 822 estaciones generadoras están dispersas desde el Atlántico hasta el Pacífico, [23] para 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 fue 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%. Nuclear (15,8%), gas natural (10,3%), carbón (10%), eólica (1,8%), fueloil (1,2%), biocombustibles y residuos (0,8%), madera (0,4%) y solar (0,1%). ) seguir. Otras fuentes, como el coque de petróleo, representan 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 alimentadas por carbón . En 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 3 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 fueloil . [30]
Las capacidades de generación eléctrica de las provincias y territorios de Canadá se desglosan a continuación. Las cifras se dan en megavatios (MW) y gigavatios-hora (GWh). Las siguientes tablas 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 uso doméstico representó aproximadamente el 94% de la producción (17.507 kWh/persona). [34] En 2008, el promedio de la OCDE era de 8.991 kWh/persona. [35] El 64,5% del uso doméstico de electricidad canadiense se produjo con fuentes renovables. El uso de electricidad no renovable, es decir fósil y nuclear, en Canadá en 2009 fue de 6.213 kWh/persona, respectivamente, en el Reino Unido de 5.579; Alemania 5.811; Dinamarca 4.693; España 4.553; Finlandia 11.495 y Estados Unidos 12.234. [34]
Las redes de transmisión canadienses se extienden a lo largo de 160.000 km (99.000 millas). [36] Las redes generalmente siguen orientaciones norte-sur, ya que la mayoría de los centros de población de Canadá se concentran en regiones del sur a lo largo de la frontera estadounidense, mientras que las centrales hidroeléctricas más grandes están ubicadas 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 conectaba el proyecto Manic-Outardes con la subestación de Lévis . [37] En 1972, Manitoba Hydro conectó las estaciones generadoras que formaban parte del Proyecto Hidroeléctrico del Río Nelson al área de Winnipeg a través de una línea eléctrica de corriente continua de alto voltaje, el Nelson River Bipole . [38]
Las redes de transmisión canadienses están en gran medida integradas a la red eléctrica estadounidense. Hay mayor integración y comercio con Estados Unidos que entre las provincias de Canadá. [39] Las empresas de transmisión de las provincias que comparten frontera con los Estados Unidos participan en organizaciones regionales de confiabilidad como la North American Electric Reliability Corporation (NERC); Las provincias marítimas , Quebec y Ontario forman parte del Consejo Coordinador de Energía del Noreste (NPCC), con servicios públicos en Nueva Inglaterra y en el Estado de Nueva York , Manitoba participa en la Midwest Reliability Organization (MRO), mientras que Alberta y Columbia Británica están vinculadas al Oeste. Consejo Coordinador de Electricidad (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 eléctrico 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 fomentada por la Ley de Energía Verde . [40] En Alberta, la AESO recomendó en 2008 la construcción de un sistema en bucle de 240 kV y valorado en 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 cuya entrada en funcionamiento está prevista 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 excluyen los territorios, basado en un uso mensual de 1000 kWh. [44]
Alberta fue la primera provincia canadiense en implementar un mercado eléctrico liberalizado. El mercado se estableció en 1996, tras la adopción de la Ley de Servicios Eléctricos , el año anterior. Las empresas de distribución locales, ya sean de propiedad de inversionistas o municipales, mantuvieron la obligación de suministrar y a las seis 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 total en 2001 y en 2003 se estableció un mercado al contado, bajo el Operador del Sistema Eléctrico de Alberta. Después de que los consumidores se quejaran de los altos precios en 2000, el gobierno implementó una Opción de Tarifa Regulada (RRO), como 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 entre 1998 y 2009 se añadieron 5.700 MW de nueva generación y se retiraron 1.470 de las plantas antiguas, [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, representando el carbón (5.692 MW) y el gas natural (5.189 MW) la mayor parte del parque de generación de la provincia. Las recientes incorporaciones a la red han aumentado la capacidad eólica a 657 MW, mientras que la capacidad hidroeléctrica asciende a 900 MW. [45] A pesar de las nuevas medidas de emisiones más estrictas anunciadas por el gobierno federal en junio de 2010, los funcionarios de la industria creían que la provincia continuará usando 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 mando 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 Hidroeléctrica y Eléctrica 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 suministra electricidad de propiedad municipal. Servicios públicos en la misma zona. [52]
Entre 1960 y 1984, BC Hydro completó seis grandes proyectos de generación hidroeléctrica , incluida la presa WAC Bennett de 2.730 MW y la estación 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 presa Seven Mile , en el río Pend d'Oreille .
Una tercera presa y una estación generadora de 900 MW en el río Peace, la presa del Sitio C cerca de Fort St. John , ha sido discutida durante décadas 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 del Sitio 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 2.629 MW de capacidad y 10,3 TWh de energía. [56]
En 2015, la energía hidroeléctrica representó el 87% de la generación total, siendo el resto biomasa, 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 EE. UU. a través de Pacific-Intertie . En 2014, BC tuvo el mayor volumen de importaciones de electricidad en Canadá (9700 Mwh), procedente de la Interconexión Occidental de EE. UU., que se alimenta en un 60 % de combustibles fósiles. [57] [58] BC Hydro normalmente importa energía durante las horas de menor actividad cuando las plantas térmicas en los EE. UU. y Alberta tienen exceso de energía para la venta, luego exporta energía hidroeléctrica durante las horas pico cuando los precios son más altos. [59]
Manitoba Hydro es la corporación de la corona a cargo 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 de generación hidroeléctrica en los ríos Nelson, Saskatchewan, Laurie y Winnipeg. [60]
La compañía completó 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 en 3 años, Manitoba Hydro espera sacar provecho de exportaciones lucrativas. en el Medio Oeste de Estados Unidos . [61] La empresa de servicios públicos está construyendo actualmente una nueva estación de 695 MW en Keeyask en el río Nelson, y se espera que esté terminada en 2019. [62]
La empresa de servicios públicos ha completado la construcción de una tercera línea eléctrica HVDC que une el norte de Manitoba y el área de Winnipeg. El proyecto Bipole III implica la construcción de una línea eléctrica de 1.364 kilómetros y dos nuevas estaciones convertidoras. [63] Con Keeyask en construcción, Manitoba Hydro también ha emprendido estudios de otro gran proyecto hidroeléctrico, la central de generación Conawapa. [61]
Nuevo Brunswick tiene una combinación de generación diversificada, que incluye combustibles fósiles, capacidad hidroeléctrica y nuclear. Establecida en 1920, la empresa de servicios públicos provincial, NB Power, 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 Dalhousie alimentada con petróleo de 300 MW. estación. [66]
En la última década [ se necesita aclaración ] , la empresa estatal de servicios públicos ha enfrentado problemas debido al 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 una "Retraso de dos años en la renovación de mediana edad de la central nuclear de Point Lepreau" . [67]
En octubre de 2009, el gobierno provincial firmó un memorando de entendimiento con Quebec para vender la mayor parte de los activos de NB Power a Hydro-Québec . El controvertido acuerdo fue cancelado en marzo de 2010. [68] [69]
Desde entonces [ ¿cuándo? ] , se discuten un par de opciones para modernizar la infraestructura eléctrica de New Brunswick, incluido un plan para construir una conexión 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 pocas horas después de la elección de un gobierno conservador progresista liderado por David Alward en septiembre de 2010. [72]
La electricidad se genera en Terranova y Labrador a partir de 74 centrales eléctricas mediante energía hidroeléctrica, petróleo y energías renovables como la eólica, la solar y la biomasa. La capacidad de energía total en 2022 fue de 8.636 MW. Newfoundland and Labrador Hydro , una corporación de la Corona , tiene una capacidad de generación instalada de 8034 MW y es la cuarta mayor de todas las empresas de servicios públicos de Canadá. Posee y opera la mayor parte de la generación de 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 principales redes eléctricas, en Terranova y Labrador .
Newfoundland Power , una filial de Fortis Inc., con sede en St. John's , es un distribuidor regulado que presta servicios a 239.000 clientes, lo que representa el 85% de todos los consumidores de electricidad de la provincia. La empresa posee varios activos de generación hidroeléctrica y compra el 90% de su energía a Terranova y Labrador Hydro. [73]
Terranova y Labrador depende principalmente de la energía hidroeléctrica para sus necesidades de generación, complementada por la estación de generación 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 , entró en funcionamiento entre 1971 y 1974. La central generadora es propiedad de Churchill Falls Labrador Corporation Limited , una empresa conjunta entre Terranova y 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 acuerdo de compra de energía de 65 años que expirará 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 Estación Generadora Churchill Falls. Las dos instalaciones de Lower Churchill en Gull Island y Muskrat Falls tendrán una capacidad combinada de más de 3.074 MW y tendrán la capacidad de proporcionar 16,7 TWh de electricidad al año. La instalación de generación de Muskrat Falls consta de una presa, un aliviadero y una central eléctrica con cuatro turbinas Kaplan y una capacidad de generación total de 824 MW. La construcción de la instalación de generación de Muskrat Falls comenzó en 2013 y se completó en 2022. [76]
Nova Scotia Power Inc. (NSPI), una filial de Emera, con sede en Halifax , es la empresa de servicios públicos encargada de la generación, transmisión y distribución de electricidad en Nueva Escocia. Anteriormente una empresa de propiedad estatal , fue privatizada en 1992 por el gobierno conservador del primer ministro Donald Cameron , en lo que se llamó en ese momento la mayor oferta pública inicial (IPO) en la historia de Canadá. [77] De los ingresos de 816 millones de dólares, "se utilizaron 616 millones de dólares para recapitalizar Nova Scotia Power mediante el pago de la deuda de la empresa de servicios públicos". [78]
NS Power tiene una capacidad de generación de 2.293 MW: [77] 5 centrales 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 empresa también operaba la antigua estación generadora mareomotriz Annapolis Royal , la única de su tipo en América del Norte. Además opera 33 centrales hidroeléctricas, [77] la mayoría de ellas pequeñas, con 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 deficiente historial de mantenimiento y por no poder 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 compañía recibió elogios del primer ministro Darrell Dexter por sus esfuerzos para restaurar la energía después del paso del huracán Earl en septiembre de 2010. [84]
Además de las corporaciones centralizadas más grandes , 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 eléctricos de servicios públicos .
En Ontario la electricidad se genera a partir de energía nuclear, energía 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, 132,1 mil millones de kWh). [86] Las diversas 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] El mix 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. Sumando las importaciones de 6,6 TWh y restando las exportaciones de 19,1 TWh [89] queda un uso de 119,6 TWh en Ontario. Con una población estimada en 2017 de 14.193.384, [90] el consumo de electricidad por persona en Ontario en 2017 fue de 9.307 kWh por año, o alrededor del 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 todos los usos (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 uso por persona en Ontario puede ser inferior al nacional. promedio porque el gas natural está más disponible y tiene una ventaja de costos significativa para la calefacción.
Ontario ha sido considerada una red con picos de verano desde 2000, [91] sin embargo, debido a las temperaturas invernales particularmente frías y las temperaturas moderadas en verano, Ontario alcanzó su pico invernal en 2014. [92] En su Perspectiva de 18 meses publicada en septiembre de 2014, el Sistema Eléctrico Independiente El operador (IESO) predice un pico en el invierno de 2014-2015 de 22.149 MW en un escenario climático normal, y un pico en el verano de 2015 de 22.808 MW, también en un escenario climático 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] (Ver Ola de calor en América del Norte de 2006. )
En general, Ontario es un exportador neto de electricidad. Ontario importa electricidad, principalmente de sus provincias vecinas de Quebec y Manitoba (ambas son principalmente sistemas hidroeléctricos), y exporta electricidad, principalmente a Michigan y al 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 de gas natural del mundo, [97] Ontario importa gas natural (gas de los Estados Unidos y del oeste de Canadá). Si todas las emisiones de carbono asociadas con la generación alimentada por gas natural se asignaran a las exportaciones, casi toda la electricidad consumida en Ontario provendría de fuentes sin carbono o neutras en carbono. (Sin embargo, tenga en cuenta que la generación de gas natural no coincide necesariamente con las exportaciones y que a veces es necesario operar las 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 las décadas de 1970 y 1980, construyendo 3 importantes 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 necesaria ] provocó enormes aumentos de tarifas [ cita necesaria ] y una reevaluación de la política eléctrica de Ontario . Tres documentos políticos 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 política eléctrica (1997) y el informe del Comité de Diseño de Mercado (1999) allanaron el camino para una importante reforma del sector. [2]
En abril de 1999, Ontario Hydro se dividió en cinco empresas sucesoras: Ontario Power Generation (OPG), encargada de la generación; Hydro One , una empresa de transmisión y distribución; el Operador Independiente del Mercado , responsable del funcionamiento de un mercado eléctrico mayorista liberalizado en la provincia; la Autoridad de Seguridad Eléctrica y la Corporación Financiera de Electricidad de Ontario, a cargo de la deuda varada de 38.100 millones de dólares , derivados y otros pasivos de la antigua empresa de servicios públicos integrada. [99]
En 2001, OPG arrendó la central eléctrica más grande de Canadá, la Bruce Nuclear Generating Station , a Bruce Power , un consorcio privado liderado originalmente por British Energy , reduciendo su participación en el mercado de generación provincial 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 provocaron que los precios mayoristas se dispararan hasta máximos 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 el 11 de noviembre de 2002 una congelación de precios para los pequeños clientes, dejando intacto el mercado mayorista. [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 estación generadora Nanticoke de 3.640 MW ) se convirtió en una cuestión política. En 2002, los conservadores prometieron cerrar las cinco plantas de carbón de Ontario para 2015, mientras que McGuinty se comprometió a fijar una fecha de jubilación 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 reguladas para la energía procedente de fuentes renovables y simplifica el proceso de aprobación de nuevos sitios de generación. [101] Dos meses después de aprobar el proyecto de ley, Ontario anunció la suspensión de un proceso competitivo para la compra de 2 nuevos reactores nucleares en Darlington, citando el precio, posteriormente evaluado en 26 mil millones de dólares. [102] Los críticos de la estrategia del gobierno enfatizan que la Ley aumentará el precio de la electricidad y socavará la confiabilidad del sistema, [103] al tiempo que enfrenta a algunos residentes locales con los promotores eólicos. [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 ascendía a 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 sin central hidroeléctrica . La provincia depende en gran medida de la energía importada de las instalaciones de generación de NB Power en New Brunswick . Dos líneas eléctricas submarinas abastecen más del 80% de la carga provincial. Desde principios de 2000, el gobierno provincial ha promocionado la provincia como un buen lugar para instalar parques eólicos . [ cita necesaria ]
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 la excepción de la ciudad de Summerside , que ha estado brindando servicio eléctrico a sus residentes desde 1920. Ambas empresas de servicios públicos poseen y operar plantas de diésel , utilizadas como picos o durante emergencias.
Las tarifas eléctricas de Charlottetown son las más altas de las 12 grandes ciudades canadienses analizadas por Hydro-Québec en su compendio anual de tarifas eléctricas norteamericanas. Según el documento, un cliente residencial que consuma 1.000 kWh al mes pagaría 17,29 céntimos/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 limitando al mismo tiempo las emisiones atmosféricas iniciando conversaciones con el gobierno de Quebec para un acuerdo de suministro a largo plazo. [108] [109] Están en curso negociaciones con Hydro-Québec y otros proveedores, incluido el actual proveedor NB Power. [ ¿cuando? ] [110] [111]
El sector eléctrico de Quebec está dominado por la mayor empresa de servicios públicos de Canadá, Hydro-Québec, de propiedad gubernamental. 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. Beneficiándose de bajos costos de generación, tasas de interés favorables y altos precios de exportación, Hydro-Québec pagó 10 mil millones de dólares en dividendos al gobierno de Quebec entre 2005 y 2009. [75]
Desde 2003, la empresa puso en funcionamiento 8 nuevas centrales hidroeléctricas por un total de 2.343 MW [112] y actualmente [ ¿cuándo? ] construcción de 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 otros 3.500 MW de nueva capacidad de generación, incluidos 3.000 MW de proyectos hidroeléctricos adicionales, que se construirán de aquí a 2035. Las inversiones totales de la empresa en generación, transmisión, distribución y eficiencia energética para el período 2009-2013 se espera que alcancen los 25.100 millones de dólares. [115]
Quebec también pretende 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 resultaron en la firma de 22 acuerdos de compra de energía a 20 años entre Hydro-Québec y productores de energía independientes , por un capacidad total de 2.990 MW. [117] Se espera que un tercero, orientado a proyectos de pequeña escala liderados por comunidades o Primeras Naciones, esté terminado a finales 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 alimentadas con carbón, sobre una generación total de 20.278 GWh. SaskPower , la empresa de servicios públicos de propiedad gubernamental, es el principal generador de energía de la provincia. La compañía tiene una capacidad de generación de 3.371 MW y 17 instalaciones de generación. Estas incluyen tres instalaciones de carga base alimentadas con carbón (1682 MW), cinco plantas alimentadas con 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 cinco instalaciones de calor residual tienen una potencia máxima de 31 MW. [120]
El estado actual del sistema eléctrico requerirá fuertes inversiones en la próxima década. Se han entablado 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 alimentada con 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 de la corona que genera la mayor parte de la energía consumida en Yukon . La energía hidráulica 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 rejillas separadas. Ninguno de los dos está conectado 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 afirmó que quiere aumentar el suministro de energías renovables, hidráulica y eólica, en un 20%. El gobierno también está considerando conectar las dos principales redes eléctricas de Yukon 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 , existen dos redes eléctricas operando en el territorio, la primera en el área de Yellowknife y la otra en Fort Smith . En la mayoría de las comunidades, las cargas son atendidas por generadores diésel locales .
La Northwest Territories Power Corporation, de propiedad gubernamental, 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 de propiedad gubernamental , es el único generador de energía que presta servicio a Nunavut . Qulliq cuenta con un total de 25 generadores diésel , que prestan servicio a 25 comunidades. El territorio no está conectado a la red eléctrica norteamericana . [124]
Qulliq Energy planea construir un pequeño proyecto hidroeléctrico en Jaynes Inlet, no lejos de la capital territorial, Iqaluit , que actualmente cuenta con dos generadores diésel . La central generadora de 5 MW, que podría costar más de 200 millones de dólares, se ha retrasado por los bajos precios 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, sólo superada por el transporte con un 32%. Esto representa una reducción del 18 por ciento desde 2005. [126]
Si bien Canadá reduce la huella de carbono en Estados Unidos al exportar el 10% de la energía hidroeléctrica total, más de la mitad de todos los hogares y empresas canadienses queman gas natural para obtener calefacción. [127] La energía hidroeléctrica, nuclear y eólica generan el 80 por ciento de la electricidad de Canadá, mientras que el carbón y el gas natural se queman para el 20 por ciento restante. [128]
En 2008, el sector eléctrico de Alberta era el que consumía más carbono de todas las provincias y territorios canadienses, con unas 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 CO
2eq.), Saskatchewan (15,4 Mt CO
2eq.) y Nueva Escocia (9,4 Mt CO
2eq.). [129] De todas las provincias, Quebec tiene la intensidad de carbono más baja en el sector eléctrico con 2,45 g de CO.
2ecuación por kWh de electricidad generada.
Ontario registró una gran caída de las emisiones en 2008, debido a la menor demanda, los precios del gas natural y las instrucciones del gobierno a Ontario Power Generation respecto de un desmantelamiento gradual de la generación alimentada con 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 alimentada con gas natural y 1.100 MW de parques eólicos. La nueva capacidad de gas natural permitirá a Ontario retirar dos unidades de cada una de las estaciones generadoras de Nanticoke y Lambton a finales de este año. 2010, en camino 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 CO capturado
2a través del secuestro geológico y la recuperación mejorada de petróleo . Estaba previsto que estuviera operativo en 2015; [132] sin embargo, el proyecto fue cancelado en 2012. [133] En marzo de 2010, SaskPower anunció su propio proyecto de secuestro de carbono en la central eléctrica de 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 estación generadora Burrard alimentada por gas, de 50 años de antigüedad, de su lista de plantas de carga base . [135]
Algunas compañías hidroeléctricas provinciales se beneficiaron en gran medida de la liberalización del sector eléctrico de los Estados Unidos impulsada por la Ley de Política Energética de 1992 y la Orden 888 de la Comisión Federal Reguladora de Energía. New Brunswick, Manitoba, Ontario y Quebec han sido exportadores netos, mientras que BC Hydro ha creado una filial de comercialización de energía para comercializar 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 general de los Estados Unidos, los suministros canadienses constituyen una parte importante 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 una nueva ley de energía renovable, H.781, [138] el 4 de junio de 2010, después de su aprobación en ambas cámaras de la Legislatura de Vermont . La ley convierte a Vermont en el primer estado de EE. UU. en declarar la energía hidroeléctrica a gran escala como "un recurso de energía renovable". [139]
{{cite book}}: Mantenimiento CS1: varios nombres: lista de autores ( enlace ){{citation}}: Mantenimiento CS1: falta el editor de la ubicación ( enlace ){{citation}}: Mantenimiento CS1: falta el editor de la ubicación ( enlace ){{cite web}}: CS1 maint: archived copy as title (link){{citation}}: CS1 maint: location missing publisher (link)En abril de 2014, la central generadora de 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 tenido un pico de tráfico en verano desde 2000, principalmente debido al crecimiento del aire acondicionado.
la provincia depende más de otro combustible fósil, el gas natural, para respaldar la energía eólica y solar impredecible.
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