La política eléctrica de Ontario se refiere a planes, legislación, incentivos, directrices y procesos de políticas implementados por el Gobierno de la provincia de Ontario , Canadá, para abordar cuestiones de producción, distribución y consumo de electricidad. La formulación de políticas en el sector eléctrico implica consideraciones económicas, sociales y ambientales. Se prevé que las perspectivas de suministro de electricidad de Ontario se deterioren en un futuro próximo debido a la creciente demanda, el envejecimiento de la infraestructura de suministro de electricidad y los compromisos políticos, en particular la eliminación gradual de la generación a carbón . A los formuladores de políticas se les presenta una variedad de opciones políticas para abordar la situación, tanto en términos de diseño y estructura general del sistema como de tecnologías específicas de generación de electricidad.
Ontario se enfrenta a opciones que definen los debates sobre política energética en todo el mundo occidental: el papel de los mercados frente a la planificación centralizada y lo que Amory Lovins ha denominado "vías energéticas duras" frente a "blandas" ; es decir, seguir dependiendo de una generación grande y centralizada, en particular la nuclear y el carbón, o avanzar hacia tecnologías descentralizadas, incluidas la eficiencia energética y las energías renovables de bajo impacto. Como tal, la forma en que evolucione la política eléctrica de Ontario en el futuro cercano será relevante para otras jurisdicciones que enfrentan opciones o desafíos similares.
A diciembre de 2021, la capacidad de 18.958 MW se divide en 30,5% nuclear, 39,5% hidroeléctrica, 1% biomasa, 0,25% solar y 25,5% gas (resto sin especificar). El uso de carbón se eliminó gradualmente en 2014 (primera jurisdicción en América del Norte). [1]
En 1925, la empresa pública de electricidad de Ontario, establecida en 1906, la Comisión Hidroeléctrica de Ontario (HEC) (más tarde Ontario Hydro ), construyó la que entonces era la planta hidroeléctrica más grande del mundo , Queenston-Chippawa (ahora Beck 1). Desde este comienzo hasta el auge económico de la posguerra en la década de 1950, Ontario Hydro pudo satisfacer la creciente demanda de electricidad ampliando su red de instalaciones de generación hidráulica. [2] La planificación del sistema eléctrico de Ontario fue relativamente simple por dos razones: 1) la electricidad provenía casi en su totalidad de la energía hidroeléctrica; y 2) el sistema eléctrico constaba de varios sistemas más pequeños, lo que facilitaba considerablemente la gestión.
Los desafíos al sistema comenzaron a surgir en la década de 1950: se explotaron los sitios accesibles para la energía hidráulica; y el sistema de distribución de electricidad de la provincia tenía una capacidad limitada. Para abordar estos problemas, la HEC comenzó a construir nuevas plantas de generación de electricidad alimentadas con carbón cerca de las principales fuentes de demanda de electricidad y lanzó planes para construir plantas de energía nuclear en toda la provincia de Ontario. Entre principios de los años 1970 y principios de los años 1990, se pusieron en servicio veinte reactores de potencia CANDU en las instalaciones de generación nuclear de Pickering (8 reactores), Bruce (8 reactores) y Darlington (4 reactores).
La Ley de Corporaciones de Energía exigía que Ontario Hydro (anteriormente HEPCO, rebautizada en 1974) proporcionara "energía al costo". Esta filosofía se convirtió en parte de la cultura y la tradición del suministro de electricidad en Ontario. La empresa de servicios públicos no pagaba impuestos ni tenía como objetivo generar beneficios. [3]
En medio de una creciente preocupación por el costo de la energía nuclear, junto con la inflación y las recesiones que redujeron la demanda de electricidad, la Comisión Porter (1975-1979) realizó una revisión detallada del problema del suministro de electricidad. Las conclusiones de la Comisión Porter fueron simples: la gestión de la demanda, no la planificación del suministro, debe ser el foco de la planificación eléctrica de Ontario. [4]
Sin embargo, no fue hasta 1989 que Ontario Hydro publicó su primer informe del Plan de oferta y demanda (DSP), "Proporcionando el equilibrio de poder". El plan proyectaba que se abriría una brecha entre oferta y demanda a mediados de la década de 1990, que alcanzaría 9.700 MW en 2005 y 21.300 MW en 2014. Para abordar esta brecha, Ontario Hydro propuso construir varias plantas de generación nucleares y de carbón adicionales. [5] En 1992, Ontario Hydro publicó un Informe revisado del Plan de Oferta/Demanda. [6] Como organismo público, todos los proyectos de Ontario Hydro, incluido el DSP, estaban sujetos a la Ley de Evaluación Ambiental de la provincia. Sin embargo, en 1993, ante las crecientes críticas de la Junta de Evaluación Ambiental independiente y cuasijudicial de la provincia, una recesión y una reestructuración económica que redujeron drásticamente la demanda de electricidad industrial y un exceso de oferta de electricidad cuando la central nuclear de Darlington entró en servicio, el DSP Ontario Hydro lo retiró y no se construyeron instalaciones de generación adicionales.
En la década de 1990, la enorme deuda de Ontario Hydro por la construcción de la central nuclear de Darlington se convirtió en una cuestión política importante. Ontario Hydro se estaba volviendo disfuncional desde el punto de vista financiero y operativo. La situación obligó a Ontario Hydro a reducir drásticamente el personal y las inversiones en transmisión. Ontario Hydro también publicó un documento llamado Hydro 21. [7] Este informe sugería que el sistema eléctrico de Ontario debería reestructurarse en una dirección más orientada al mercado.
El impulso político para la reestructuración aumentó con la elección del gobierno de Mike Harris en 1995 . Ese año, Mike Harris encargó el Comité Macdonald. El comité recomendó la eliminación del monopolio de Ontario Hydro sobre la gestión de la capacidad de generación y que el mercado de la electricidad se abra a la competencia. En respuesta a las recomendaciones del Comité Macdonald, el gobierno de Ontario publicó en 1997 "Dirección para el cambio: trazando un rumbo para la electricidad y los empleos competitivos en Ontario", detallando los planes del gobierno para abrir el mercado de suministro de electricidad.
El mercado competitivo no se abrió realmente hasta mayo de 2002. La participación en el mercado minorista era voluntaria y los clientes tenían la opción de celebrar contratos o fijar tarifas en el mercado al contado de cinco minutos. Los consumidores minoristas también tenían libertad para celebrar contratos de tarifa fija. Para aquellos que optaron por no participar en la opción del contrato, las tarifas de electricidad pasaron a través de un precio suavizado del mercado spot. Cuando se abrió el mercado en mayo, los precios mayoristas promediaban 3,01 centavos por kWh. Sin embargo, por diversas razones, entre ellas un verano especialmente caluroso, una reducción de la capacidad de generación nacional y una dependencia cada vez mayor de una capacidad de importación limitada, los precios comenzaron a subir bruscamente. En julio, el precio medio mayorista fue de 6,2 céntimos por kWh. [8] Bajo la creciente presión de los consumidores, el gobierno adoptó la Ley de Precios, Conservación y Suministro de Electricidad (EPCS) en diciembre de 2002. [9] La legislación limitó los precios minoristas a 4,3 centavos por kWh y Ontario Power Generation (la sucesora de la Ontario Hydro's división de generación de electricidad) iba a ofrecer a los clientes un reembolso del 100% de todos los cargos de electricidad por encima de esa marca, retroactivo a la apertura del mercado y continuado hasta el 1 de mayo de 2006. Las tarifas de transmisión y distribución también se congelaron en sus niveles actuales y permanecerían sin cambios hasta 1 de mayo de 2006. El resultado neto fue un cese total de nuevas inversiones en capacidad de generación y un recorte significativo de nuevas inversiones en transmisión y distribución.
En 1996, surgieron importantes interrogantes sobre el estado de las plantas nucleares de Ontario. Las más antiguas de estas plantas construidas en la década de 1970 estaban envejeciendo y, a principios de la década de 1990, la confiabilidad comenzó a disminuir significativamente. La situación llamó la atención del regulador nuclear federal, la Junta de Control de Energía Atómica de Canadá (AECB) (ahora Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear), y fue reconocida por Ontario Hydro. En 1996, la AECB consideró que la situación en Pickering A era especialmente crítica y concedió a la planta una licencia de funcionamiento de seis meses. Al año siguiente, una junta de revisión de expertos de la industria concluyó que las operaciones de las plantas nucleares de Ontario estaban "por debajo del estándar" y eran "mínimamente aceptables". El gobierno de Ontario respondió aprobando un Plan de Optimización de Activos Nucleares propuesto por Ontario Hydro. El plan tenía tres objetivos principales: 1) el cierre de los siete reactores nucleares operativos más antiguos de los 19 de la empresa para su rehabilitación; 2) la redistribución del personal; y 3) el gasto de entre $5 y $8 mil millones para implementar el plan. [10] Para reemplazar la capacidad perdida por el cierre de los reactores, Ontario Hydro dependió de sus cinco instalaciones de generación alimentadas con carbón. El resultado fue una duplicación de las emisiones de gases de efecto invernadero, smog y precursores de lluvia ácida de estas instalaciones entre 1997 y 2001. [11] Este desarrollo se produjo en un momento en que la mala calidad del aire ya era un creciente problema de salud pública [12] en el sur de Ontario. . En respuesta a las preocupaciones sobre los impactos en la salud pública del aumento de la generación a carbón, los tres principales partidos políticos provinciales incluyeron un plan de eliminación gradual del carbón en sus plataformas electorales de 2003. El ganador de las elecciones, el Partido Liberal de Ontario, dirigido por Dalton McGuinty, se había comprometido a una eliminación gradual para 2007. [13]
El apagón de agosto de 2003 en el este de América del Norte reforzó las preocupaciones sobre el futuro del suministro eléctrico en Ontario. En respuesta, se formó un Grupo de Trabajo sobre Suministro y Conservación de Electricidad (ECSTF), que presentó su recomendación en enero de 2004. El grupo de trabajo concluyó que "el enfoque de mercado adoptado a finales del decenio de 1990 necesita una mejora sustancial si se quiere ofrecer la nueva generación y conservación de Ontario". necesidades, en los plazos que los necesitamos". [14] El grupo de trabajo también sugirió que se necesitaba un plan a largo plazo para la generación y conservación.
Siguiendo las recomendaciones de la ECSTF, el nuevo gobierno provincial, elegido en octubre de 2003, promulgó la Ley de Reestructuración de la Electricidad de Ontario. La legislación preveía la creación de la Autoridad de Energía de Ontario (OPA). Uno de los cuatro mandatos de la OPA era abordar las cuestiones de planificación del sistema eléctrico.
La Ley de Energía Verde (GEA) de Ontario y las enmiendas relacionadas a otras leyes recibieron la aprobación real el 14 de mayo de 2009. [15] Las regulaciones y otras herramientas necesarias para implementar plenamente la legislación se introdujeron durante el mes de septiembre de 2009, como parte de un programa de diez años. plan de pasos para darle vida al GEA. La GEA intentará acelerar el crecimiento de fuentes de energía limpias y renovables, como la eólica, solar, hidroeléctrica, biomasa y biogás , con la ambición de hacer que Ontario se convierta en el líder de América del Norte en energía renovable. Específicamente, esto se intentaría mediante la creación de una tarifa de alimentación que garantice tarifas específicas para la energía generada a partir de fuentes renovables, estableciendo el derecho a conectarse a la red eléctrica para proyectos de energía renovable que cumplan con requisitos técnicos, económicos y otros requisitos regulatorios, estableciendo una ventanilla única. proceso de aprobación simplificado, proporcionando garantías de servicio para proyectos de energía renovable que cumplan con los requisitos regulatorios y, con suerte, implementando una red eléctrica "inteligente" del siglo XXI para apoyar el desarrollo de nuevos proyectos de energía renovable, que pueden preparar a Ontario para nuevas tecnologías como los automóviles eléctricos.
El 1 de enero de 2019, Ontario derogó la Ley de Energía Verde. [dieciséis]
Se espera que durante los próximos 20 años sea necesario reemplazar aproximadamente el 80% de la capacidad de generación de electricidad existente en la provincia de Ontario. [18] En mayo de 2005, el Ministro de Energía, Dwight Duncan , pidió a la OPA que proporcionara recomendaciones sobre cuál sería la combinación adecuada de fuentes de suministro de electricidad para satisfacer la demanda esperada en 2025, teniendo en cuenta los objetivos de conservación y las nuevas fuentes de energía renovable. . [19]
Ontario enfrentó tres desafíos importantes en materia de electricidad: 1) la eliminación gradual del carbón como fuente de capacidad de generación para 2007; 2) el inminente cierre de la capacidad de generación nuclear por fin de vida útil entre 2009 y 2025; y 3) el aumento constante de la demanda máxima de verano en patrones climáticos normales.
En diciembre de 2005, la OPA publicó el Informe de asesoramiento sobre la combinación de oferta en respuesta a la solicitud del Ministro. La principal recomendación del informe era mantener un papel importante para la energía nuclear en Ontario, lo que implicaba la renovación de las instalaciones existentes e incluso la construcción de nuevas plantas, mientras que la capacidad de generación de carbón sería reemplazada por fuentes de energía renovables (principalmente eólica) y gas. generación despedida. El hecho de que la propuesta no incorporara mejoras significativas en la eficiencia energética general de la provincia y la continua dependencia de la energía nuclear fue objeto de críticas generalizadas por parte del movimiento ambientalista de la provincia y del público que participó en las consultas sobre el informe de la OPA. [ cita necesaria ]
El 13 de junio de 2006, Dwight Duncan, Ministro de Energía de Ontario, emitió una directiva para la preparación de un plan de sistema eléctrico integrado de 20 años para la provincia. [20] La directiva del Ministro incluía objetivos mínimos para la conservación (aumentados sustancialmente a partir del informe Supply Mix Advice) y energía renovable, y un límite máximo para la producción de energía nuclear a aproximadamente la capacidad de los 20 reactores existentes. Desde entonces, la OPA ha publicado ocho artículos de debate, así como una versión preliminar del IPSP. Se espera que la OPA presente el IPSP a la Junta de Energía de Ontario (OEB), un organismo regulador que revisará y luego aceptará o rechazará el plan en función de si cumple o no con las directivas del Ministro y las regulaciones del IPSP, y si es o no prudente y rentable. [21] Si la OEB no aprueba el IPSP con base en estos criterios de evaluación, entonces el IPSP se devuelve a la OPA para su revisión. Si la OEB aprueba el plan, entonces la OPA pondrá en vigor el IPSP.
El mismo día (13 de junio de 2006) en que el Ministerio de Energía emitió su directiva, el Gobierno de Ontario aprobó una regulación que exime al IPSP de estar sujeto a una evaluación ambiental (EA) en virtud de la Ley de Evaluación Ambiental de Ontario. [22] Esto ha encontrado la oposición de grupos ambientalistas, quienes argumentan que una EA del IPSP es la "mejor manera para que los habitantes de Ontario comprendan los riesgos y costos del plan eléctrico del gobierno". [23]
En lugar de una evaluación ambiental del plan, como había sido el caso del DSP de 1989, un reglamento elaborado bajo la Ley de Electricidad de 1998, la OPA recibió instrucciones de "garantizar que se tengan en cuenta la seguridad, la protección ambiental y la sostenibilidad ambiental" en el desarrollo del Plan del Sistema Integrado de Energía (IPSP). [21] El enfoque de la OPA hacia la sostenibilidad se describe en el Documento de debate número 6 del IPSP: Sostenibilidad.
La OPA define el desarrollo sostenible según la definición acordada por el informe de 1983 de la Comisión Mundial sobre Medio Ambiente y Desarrollo, Nuestro Futuro Común : "El desarrollo sostenible es el desarrollo que satisface las necesidades del presente sin comprometer la capacidad de las generaciones futuras para satisfacer sus propias necesidades". ". [24]
La OPA afirma que ha basado su consideración de la sostenibilidad en el IPSP en la Evaluación de Sostenibilidad: Criterios y Procesos de Robert B. Gibson . La OPA identificó seis criterios específicos del contexto: viabilidad, confiabilidad, costo, flexibilidad, desempeño ambiental y aceptación social. [25]
El enfoque de la OPA ha sido criticado por varias razones. El documento de debate de la OPA sobre sostenibilidad se publicó después de que el Gobierno de Ontario diera el asesoramiento sobre la combinación de suministro y después de que el Ministro de Energía de Ontario entregara las directivas sobre la combinación de suministro a la OPA. [20] [26] Además, varios elementos del marco de evaluación de sostenibilidad de Gibson no se implementaron ni discutieron en el Documento de debate n.° 6: Sostenibilidad . [27]
El reglamento IPSP exige que la OPA considere la sostenibilidad ambiental en el IPSP. La OEB, organismo responsable de evaluar el IPSP, define "considerar" como "pesado y evaluado". [28] Por lo tanto, la OPA sólo es responsable de evaluar la sostenibilidad del IPSP y no de la incorporación de la sostenibilidad al IPSP.
Aunque el gobierno provincial describe oficialmente el sistema que ha establecido como un "híbrido" de modelos de planificación y de mercado, persisten los debates sobre las ventajas de un sistema de planificación centralizada frente a un enfoque de mercado competitivo.
La planificación eléctrica central o tradicional está diseñada para ampliar los recursos de suministro para satisfacer el crecimiento de la demanda y minimizar los costos económicos de esta expansión mejorando las economías de escala en la generación de electricidad. [29] Existen economías de escala para una empresa eléctrica integrada verticalmente porque un sistema de generación más grande puede proporcionar energía a muchos usuarios, y se pueden acomodar usuarios adicionales con pequeños aumentos en los costos de energía. [30]
Los sistemas de planificación centralizada suelen ir acompañados de un marco regulatorio destinado a restringir o reemplazar la competencia con restricciones administrativas a las ganancias. En Ontario, las tarifas de electricidad las fijaba normalmente Ontario Hydro como una aproximación a su costo promedio de servicio a largo plazo, más un margen para recuperar los costos de inversión de capital, aunque las tarifas nunca estuvieron sujetas a la aprobación formal de la Junta de Energía de Ontario.
Howard Hampton , exlíder del Nuevo Partido Demócrata de Ontario , sostiene que este promedio del costo de la energía garantiza que el suministro satisfaga la demanda de manera rentable. Por ejemplo, para garantizar la confiabilidad general del sistema, una porción considerable de la capacidad de generación de las plantas en pico debe permanecer inactiva la mayor parte del tiempo. Sin embargo, los costos operativos de las plantas que llegan a su punto máximo suelen ser elevados porque convierten de manera ineficiente los costosos combustibles fósiles en electricidad. [31]
En el sistema de monopolio público de Ontario, los costos se promediaron entre las estaciones de carga base y las de máxima demanda. En otras palabras, el costo del seguro de confiabilidad se distribuye y comparte equitativamente entre todos los clientes. En un sistema liberalizado, en el que cada central generadora "debe valerse por sus propios medios financieros", el coste de garantizar dicha fiabilidad sería considerablemente mayor, ya que las centrales que llegan a su punto máximo cobrarían tanto como el mercado pueda soportar, como se espera racionalmente. hacer. [32]
Quienes defienden la combinación de regulación tradicional y planificación central para el sector eléctrico, como Hampton, a menudo basan sus argumentos en la premisa básica de que la electricidad es un bien esencial necesario para el bienestar del consumidor. Según Hampton, se requiere una planificación y regulación central para garantizar la fiabilidad tanto en el suministro y la entrega como en los aspectos de generación e infraestructura. [33] Mientras que la planificación bajo un régimen de mercado está impulsada por las ganancias, la planificación central puede garantizar que se atiendan los mejores intereses de Ontario y no sólo los intereses de los inversores privados. Stephan Schott, por ejemplo, ha afirmado que, al menos en teoría, la propiedad estatal del sector eléctrico podría satisfacer todos los criterios para una producción de electricidad socialmente eficiente y ambientalmente sostenible. Esto incluye internalizar plenamente los costos sociales externos de la producción de electricidad y fijar el precio de la electricidad de acuerdo con las fluctuaciones de la demanda, incluso manteniendo un suministro estable. [34]
La planificación central, sin embargo, no está exenta de limitaciones. La planificación central tiene la desventaja del riesgo de interferencia política. La tendencia de los gobiernos ha sido evitar crear políticas que puedan encarecer el consumo de electricidad o que requieran que los ciudadanos ajusten sus hábitos de consumo. Además, la planificación central, que busca mejorar las economías de escala, históricamente "ha conducido a una estrategia casi universal de rápida expansión de la capacidad y promoción del crecimiento de la demanda, con poca consideración de la necesidad o eficiencia del uso de la energía". [35] Esto es cierto en el caso de Ontario Hydro, que, ante la amenaza del gas natural barato a finales de la década de 1950, tomó la desafortunada decisión de proteger su cuota de mercado alentando a los consumidores a utilizar más electricidad. Ontario Hydro se vio obligada a construir plantas de generación e infraestructura de transmisión y distribución nuevas y más caras para satisfacer la demanda.
Aunque a principios de la década de 1970 había señales que indicaban que el crecimiento de la demanda de los consumidores estaba cayendo, Wayne Skene sostiene que "la junta directiva y la administración de Ontario Hydro habían permanecido atrapadas en el modo de megaproyecto, persistiendo en la creencia de que la demanda continuaría duplicándose cada década". [36] Por lo tanto, simplemente en términos de escala de operaciones, se puede argumentar que la planificación central en Ontario, al sobreestimar la demanda futura y crear capacidad innecesaria, ha sido económicamente ineficiente y ha impuesto costos injustificados al medio ambiente.
Los defensores de la desregulación y reestructuración del sector eléctrico utilizaron estas limitaciones para fortalecer su caso, argumentando que tales fallas son típicas de los sistemas regulados/planificados centralmente. Ronald Daniels y Michael Trebilcock, por ejemplo, sostienen que se debe dar prioridad al incrementalismo y la descentralización en términos de toma de decisiones, en lugar de planificar "un conjunto de decisiones colectivas que se tomarán de una vez por todas y abarcarán todo el sistema". el futuro de la industria [eléctrica]". Además, argumentan que los mercados competitivos tienen la ventaja adicional de poder confiar en el conocimiento y la experiencia que poseen los inversores para generar una evaluación más racional de los supuestos méritos de un proyecto determinado. [37]
La desregulación garantizaría que las tarifas ya no se basen en costos promedio a largo plazo, determinados por una entidad reguladora central, sino en precios basados en costos marginales a corto plazo . El costo marginal de una planta varía considerablemente según la antigüedad, la tecnología, la eficiencia de conversión de combustible, etc. Tanto los sistemas regulados como los desregulados operan para minimizar los costos evitables de satisfacer la demanda instantánea.
A medida que la demanda se comunica a un despachador del sistema eléctrico, este principio operativo de menor costo requiere que el despachador emplee primero plantas con los costos marginales más bajos. [31] En otras palabras, las tarifas en un sistema desregulado están "determinadas por competidores hambrientos que compiten por el último megavatio de demanda en un mercado que se vacía cada cinco minutos". [38] La eliminación del costo promedio de las tarifas de servicio crea la necesidad de un mercado para determinar las tarifas de electricidad.
El término reestructuración generalmente se refiere a la creación de estos mercados y la desintegración de servicios públicos integrados verticalmente. [39] Los beneficios teóricos de la reestructuración son numerosos. La competencia, junto con la liberación de los costos de las tarifas del servicio a los generadores de electricidad, debería darles poderosos incentivos para reducir costos, lo que reducirá los precios al consumidor en el largo plazo. [39] En otras palabras, se dice que la desregulación somete al sector eléctrico a las "fuerzas innovadoras y productivas de la competencia". [40]
La competencia requeriría que las instalaciones generadoras asumieran una postura mucho más dura al negociar contratos de fuentes de combustible, mano de obra y mantenimiento. También requeriría que las empresas de servicios públicos se centraran en la innovación para aumentar la eficiencia tecnológica y seguir siendo competitivas. Además, Timothy Considine y Andrew Kleit sostienen que la competencia mejoraría la eficiencia en la asignación de electricidad. [41]
Como explica Don Dewees, los inversores en un mercado competitivo crearán nueva capacidad cuando esperen recuperar "todos los costos de capital y operativos del precio esperado en el mercado. Si los precios del mercado no cubren el costo de la inversión, esa inversión es socialmente excesiva". [42] En teoría, este aspecto particular de la desregulación debería corregir las tendencias sistémicas excesivamente expansivas de los regímenes de planificación centralizada.
Sin embargo, los mercados competitivos no están exentos de limitaciones. La teoría económica básica dicta que para que exista competencia se necesita un gran número de participantes en el mercado. Sin embargo, la experiencia con la desregulación en Estados Unidos y el Reino Unido ha demostrado que los mercados competitivos pueden llevar a la concentración del poder de mercado y a la manipulación del mercado . En estas jurisdicciones, el mercado se ha visto amenazado por el comportamiento estratégico de los operadores tradicionales y de los nuevos entrantes que tienen una participación de mercado demasiado grande. [43] El caso de Enron en California es un excelente ejemplo. Para que funcione un mercado competitivo, las empresas no pueden influir significativamente en los precios ajustando o cerrando la oferta individualmente.
Además, la promesa de mercados competitivos de reducir los precios al consumidor, en su mayor parte, aún no se ha materializado. Los datos de Estados Unidos, por ejemplo, indican que, si bien Pensilvania y Connecticut tienen precios residenciales bastante estables desde la reestructuración, la mayoría de los demás estados han sido testigos de aumentos de precios después del año 2000. [44] Si bien esto puede ser una buena noticia en términos de conservación y demanda Los objetivos de gestión del lado opuesto (C&DM), han hecho que los mercados competitivos sean impopulares entre los consumidores y políticamente problemáticos. Por ejemplo, cuando los precios al consumidor aumentaron durante el experimento de desregulación de Ontario, el primer ministro Ernie Eves , bajo una presión política cada vez mayor, intervino en el mercado congelando los precios minoristas en noviembre de 2002.
Esto se debe a que la electricidad se diferencia de todos los demás productos en que debe producirse y distribuirse en el momento exacto en que se consume y en que es esencial para el funcionamiento de una nación industrial moderna. Así, un mercado de electricidad no responde de la misma manera que el mercado de productos que se pueden almacenar, cuya compra se puede aplazar o que no son esenciales. Naing Win Oo y V. Miranda [45] utilizaron la simulación de agentes inteligentes para demostrar que al pasar de un mercado eléctrico verticalmente integrado a uno competitivo, los consumidores minoristas estaban en gran desventaja y los proveedores utilizaban esto para aumentar constantemente tanto los precios como las ganancias. Esto ocurrió incluso con un gran número de proveedores y en ausencia de cualquier colusión activa entre ellos. Sin embargo, en la práctica se ha encontrado colusión y comportamiento explotador por parte de los proveedores en mercados reales cuando se han desregulado. S. David Freeman , quien fue nombrado Presidente de la Autoridad de Energía de California en medio de la crisis energética en ese estado, testificó sobre el papel de Enron en la creación de la crisis ante el Subcomité de Asuntos del Consumidor, Comercio Exterior y Turismo del Comité de Comercio del Senado. , Ciencia y Transporte el 15 de mayo de 2002: [46]
Hay una lección fundamental que debemos aprender de esta experiencia: la electricidad es realmente diferente a todo lo demás. No se puede almacenar, no se puede ver y no podemos prescindir de él, lo que hace que las oportunidades para aprovechar un mercado desregulado sean infinitas. Es un bien público que debe protegerse del abuso privado. Si la Ley de Murphy se redactara para un enfoque de mercado de la electricidad, entonces la ley establecería que "cualquier sistema que pueda ser engañado, será engañado y en el peor momento posible". Y un enfoque de mercado para la electricidad es inherentemente jugable. Nunca más podremos permitir que los intereses privados creen escasez artificial o incluso real y tengan el control.
La manipulación del mercado para obtener ganancias privadas crea así una intervención gubernamental en el mercado. Esta intervención, aunque ciertamente respaldada por los consumidores de electricidad, crea dudas en las mentes de los inversores potenciales, que luego comienzan a cuestionar el compromiso del gobierno con la reestructuración. Un entorno poco atractivo para los inversores privados, a su vez, amenaza la oferta general en un régimen de mercado competitivo, ya que la planificación y construcción de nueva capacidad de generación se convierte en un riesgo cada vez mayor. [8] Esta es la razón por la que algunos partidarios de la reestructuración, como Dewees, admiten que "[e]l mayor riesgo para los mercados competitivos puede no ser la escasez de energía o las olas de calor sino la intervención gubernamental..." [47]
El uso de electricidad se puede dividir en tres sectores principales: [48]
La demanda de electricidad también se puede separar en carga base y demanda máxima. La carga base se refiere a la demanda constante o invariable de electricidad. En Ontario, la carga base asciende a aproximadamente 13.000 MW y se cubre con energía nuclear e hidroeléctrica. Estas opciones de suministro generalmente tienen costos operativos bajos. Las centrales nucleares tienen una capacidad limitada para cambiar rápidamente su producción. Las centrales hidroeléctricas pueden cambiar rápidamente su producción y normalmente se utilizan para ajustar el suministro de la red para satisfacer la demanda instantánea.
La demanda máxima se refiere a las necesidades fluctuantes o variables de electricidad por encima y más allá de los niveles de carga base. Sumada a esta carga base, la carga máxima eleva la demanda máxima de electricidad de Ontario a 27.000 MW. Este pico normalmente lo alcanzan las plantas de energía hidroeléctricas seleccionadas que funcionan con petróleo o gas natural, carbón y algunas. Estas plantas pueden responder rápidamente a los cambios en la demanda, pero tienen costos operativos más altos.
La demanda media en Ontario es actualmente de 17.500 MW. [49]
La demanda de electricidad se ve muy afectada por las variaciones estacionales. Se ha desarrollado una tendencia reciente según la cual la demanda máxima de verano ha crecido hasta superar las cargas máximas de invierno. [50] Esto se debe principalmente a las condiciones cada vez más cálidas del verano. La carga más alta registrada en Ontario se produjo el 1 de agosto de 2006, cuando la demanda máxima de electricidad alcanzó los 27.005 MW. El pico de demanda invernal más alto se produjo el 13 de febrero de 2007, cuando la demanda máxima fue de 25.868 MW.
La demanda máxima también varía según la hora del día. El período pico diario se refiere al momento del día en que la demanda es máxima. En invierno, generalmente hay dos períodos pico: alrededor de las 10:30 am y alrededor de las 6:00 pm. En los meses de verano, la demanda alcanza su punto máximo al final de la tarde, cuando las temperaturas son más altas.
La demanda anual actual de electricidad en Ontario es de 151 TWh. [51] En otras palabras, en promedio, los habitantes de Ontario consumen 12.750 kWh por persona al año. Según información de 2003, esta cifra es aproximadamente un 25% más baja que el promedio canadiense, aproximadamente igual a las tarifas estadounidenses y aproximadamente el doble que los niveles de consumo europeos (ver: consumo de electricidad por país ). Para abastecer dicha demanda, Ontario cuenta con 31.000 MW de capacidad instalada, desglosada de la siguiente manera: 37% nuclear, 26% renovable (incluida la hidroeléctrica), 16% gas natural y 21% carbón.
La demanda total de electricidad ha aumentado en Ontario durante las últimas décadas. En particular, durante el período 1993-2004, aumentó a una tasa de aproximadamente el 0,5%. [52]
Varios factores afectan la cantidad de energía que consumen los habitantes de Ontario. Éstas incluyen:
Todas las variables anteriores afectan la previsión de la demanda futura de electricidad. La incertidumbre inherente a estos factores se acumula y dificulta determinar cuánta electricidad se consumirá en el futuro.
En su Informe de asesoramiento sobre la combinación de suministro de 2005, la OPA estimó que la demanda de electricidad crecerá a una tasa del 0,9% anual entre 2006 y 2025, aumentando a aproximadamente 170 TWh por año para 2025. Esta estimación de la OPA es casi el doble de la tasa real de demanda de electricidad. crecimiento entre 1990 y 2003 del 0,5% anual. De hecho, la tasa de crecimiento de la demanda de electricidad en Ontario ha estado disminuyendo desde 1950. [52] Esto fue el resultado de los cambios estructurales en la economía de Ontario durante este período, en particular la disminución de la manufactura pesada y el mayor crecimiento en el sector de servicios. y sectores del conocimiento.
Las proyecciones de la OPA son controvertidas. Organizaciones como Pollution Probe, el Pembina Institute y Ontario Clean Air Alliance afirman que el OPA Supply Mix está fundamentalmente orientado a la oferta y sobreestima la demanda futura de electricidad. Basan sus afirmaciones en varios informes que estiman proyecciones de menor demanda. [59]
La Gestión del Lado de la Demanda (DSM) consiste en la implementación de diferentes políticas y medidas que sirven para influir en la demanda de un producto. Cuando se habla de electricidad, a menudo se la denomina Conservación y Gestión de la Demanda (C&DM o MDL), ya que tiene como objetivo reducir la demanda de electricidad, ya sea mediante el uso de tecnologías más eficientes o cambiando los hábitos derrochadores. C&DM también aborda las reducciones en los picos de demanda a través de programas de Respuesta a la Demanda (DR). La respuesta a la demanda no reduce la demanda total de electricidad; más bien, desplaza la demanda fuera de las horas punta.
Algunos consideran que la conservación, económicamente racional y técnicamente viable, es la forma más barata y limpia de cerrar la brecha entre la oferta y la demanda. [60] Por ejemplo, las reducciones de carga son vitales para lograr el objetivo de cerrar las plantas de carbón de Ontario y evitar las importaciones de energía procedente de carbón de Estados Unidos, lo que entraña importantes beneficios para la salud y el medio ambiente. Además, la implementación de mecanismos agresivos de C&DM reduciría las facturas de los consumidores y al mismo tiempo aumentaría la productividad energética de la provincia. La economía de Ontario refleja actualmente niveles de productividad eléctrica relativamente bajos, medidos como PIB por uso de electricidad. El estado de Nueva York tiene una tasa de productividad eléctrica 2,3 veces mayor que la de Ontario. [61] Los programas C&DM también son ventajosos porque pueden implementarse dentro de horizontes temporales y presupuestos limitados en relación con los enormes plazos de entrega y los riesgos financieros que implica la instalación de nuevas plantas de generación.
También es importante adaptar y utilizar las políticas exitosas de C&DM de otras jurisdicciones. Además, es vital desarrollar y utilizar modelos de eficiencia energética para estimar con precisión el potencial de eficiencia energética, determinar las políticas de conservación más efectivas y establecer la máxima prioridad para la eficiencia y conservación de la energía.
Con base en sus estimaciones de demanda futura, la OPA ha recomendado 1.820 MW como objetivo para la reducción de la demanda máxima que se alcanzará para 2025. [62] Después de consultar con grupos de partes interesadas que consideraron que este objetivo era demasiado bajo, los objetivos de C&DM de Ontario finalmente se ajustaron para reflejar un nuevo objetivo de conservación de 6.300 MW para 2025 (1.350 MW para 2007, 1.350 MW adicionales para 2010 y 3.600 MW adicionales para 2025). [20] Este objetivo fue establecido por la directiva sobre combinación de suministro del Ministerio de Energía, que proporciona orientación para la preparación del Plan del Sistema Integrado de Energía (IPSP) para la Autoridad de Energía de Ontario. Este objetivo se basó en la conservación y las energías renovables "económicamente prudentes" y "rentables", y en el establecimiento de una prioridad más baja para ambas opciones en comparación con la energía nuclear.
Según modelos y estimaciones de varias empresas consultoras de energía y agencias independientes de Ontario, Ontario tiene un potencial de ahorro de casi el doble del objetivo de eficiencia energética de Ontario. [13] [63] La brecha entre los ahorros potenciales de Ontario y su objetivo actual podría ser el resultado de: a) una coordinación inadecuada entre el gobierno de Ontario y la OPA; b) falta de información pública sobre incentivos y medidas de eficiencia energética; c) planificación y financiación insuficientes a largo plazo para la eficiencia energética; y e) falta de una buena transformación institucional, de entrega y de mercado . [64] El mayor potencial de ahorro de energía en Ontario se ha identificado en iluminación, calefacción, aire acondicionado, maquinaria de fabricación y equipos comerciales. Según una evaluación encargada por la OPA, [65] este potencial se aplica a los tres sectores eléctricos: [66]
La Oficina de Conservación de Ontario es una organización gubernamental establecida por el gobierno de Ontario como una división de la OPA en 2005. Su mandato es promover programas de C&DM que difieran la necesidad de invertir en nueva infraestructura de generación y transmisión. Los programas administrados por la Oficina de Conservación incluyen:
El Ministerio de Energía de Ontario Archivado el 18 de abril de 2007 en Wayback Machine (MOE) es responsable de garantizar que el sistema eléctrico de Ontario funcione al más alto nivel de confiabilidad y productividad. Esto incluye el establecimiento de estándares de eficiencia energética, incluidos los estándares Energy Star para electrodomésticos y ventanas. El Ministerio ha iniciado recientemente un programa para eliminar las lámparas comerciales T12 (fluorescentes tubulares de 1,5 pulgadas) para 2011.
El Ministerio de Vivienda y Asuntos Municipales de Ontario Archivado el 19 de agosto de 2010 en Wayback Machine ha comenzado a alentar a los desarrolladores de viviendas del sector privado a aumentar los estándares de eficiencia energética de las viviendas nuevas. Otros programas incluyen:
La Oficina de Eficiencia Energética (OEE) se estableció en abril de 1998 como parte de Recursos Naturales de Canadá y es la principal oficina federal para la eficiencia energética. Las responsabilidades de la OEE incluyen: la promoción de la eficiencia energética en los principales sectores energéticos (industrial, residencial, comercial y de construcción); el suministro de información sobre eficiencia energética al público; la recopilación de datos y publicación de tendencias de eficiencia energética.
Desde 2005, la Junta de Energía de Ontario [ enlace muerto permanente ] (OEB) puso en marcha dos mecanismos para crear incentivos para que las empresas de distribución locales (PMA) promuevan el programa C&DM: un Mecanismo de Ajuste de Ingresos Perdidos (LRAM), mediante el cual las empresas de servicios públicos recuperan todos los los ingresos que habrían recaudado si no hubieran promovido la reducción de las ventas mediante la conservación y la eficiencia energética; y un Mecanismo de Ahorro Compartido (SSM), mediante el cual los consumidores y las empresas de servicios públicos comparten los beneficios asociados con la implementación del programa C&DM.
Desde 2009, el Comisionado de Medio Ambiente de Ontario (ECO) tiene la responsabilidad legal de informar sobre "el progreso de las actividades en Ontario para reducir el uso o hacer un uso más eficiente de la electricidad, el gas natural, el propano, el petróleo y los combustibles para el transporte". [68] La OCE produce informes anuales de dos partes sobre conservación de energía, la primera parte sobre el marco político más amplio que afecta la conservación de energía en Ontario, y la segunda parte sobre los resultados de las iniciativas en marcha. [69]
El suministro de electricidad se puede clasificar en de naturaleza distribuida o centralizada. Mientras que la generación centralizada convencional implica pocas instalaciones de generación conectadas a través de líneas de transmisión de alto voltaje que abarcan largas distancias, las instalaciones de generación distribuida están ubicadas cerca de la carga (o en términos técnicos, en el lado del medidor del cliente), aunque no necesariamente restringidas a usos locales. . [70] En este esquema, las fuentes de energía distribuidas son más numerosas y suficientemente pequeñas que las plantas de generación central para permitir la interconexión en casi cualquier punto del sistema eléctrico. [71]
La generación distribuida , a veces conocida como generación 'dispersa' o 'integrada' cuando se hace referencia a la generación eólica a pequeña escala, generalmente describe sólo fuentes de electricidad renovables con capacidades inferiores a 10 MW. Las tecnologías a menudo asociadas con la generación distribuida incluyen la cogeneración, también conocida como generación combinada de calor y energía (CHP), así como microturbinas , celdas de combustible y generadores de gas utilizados para energía de respaldo de emergencia o en el sitio.
Las energías renovables también pueden considerarse tecnologías distribuidas, según su aplicación. Por lo general, los parques eólicos comunitarios , los paneles solares fotovoltaicos , las instalaciones geotérmicas y las instalaciones de energía alimentadas con biomasa suelen tener una capacidad de generación suficientemente limitada como para calificar como fuentes de energía distribuida. Por el contrario, las grandes centrales hidroeléctricas y los parques eólicos marinos, con capacidades de producción sustanciales de 50 a 100 MW o más que alimentan redes de transmisión de alto voltaje, no pueden considerarse generación distribuida.
Actualmente, la generación de electricidad a partir de carbón es económica en comparación con otras fuentes de energía. En 2005, el precio medio de la energía a base de carbón en Ontario era de 46 dólares canadienses/MWh, en comparación con 89 dólares/MWh y 107 dólares/MWh para la generación de energía hidroeléctrica y de petróleo/gas natural, respectivamente. [72] Sin embargo, se cree que el carbón cuesta 3 mil millones en costos de salud adicionales a Ontario cada año, por lo que es dos veces más caro que el viento. [73]
Las plantas de carbón de Ontario emiten cada año grandes cantidades de gases de efecto invernadero y contaminantes que causan smog. La Ontario Clean Air Alliance es quizás el crítico más acérrimo de la generación a carbón en este sentido. Las últimas cifras, de 2005, incluidas en el Inventario Nacional de Emisiones de Contaminantes del Gobierno canadiense y en el Programa de Información sobre Emisiones de Gases de Efecto Invernadero, muestran que la Estación Generadora de Nanticoke es el mayor emisor de gases de efecto invernadero (CO 2 ) (17.629.437 toneladas) y el quinto mayor emisor. de contaminantes del aire (107.689.470 kg) en Canadá. [74] Sin embargo, gracias en parte a los controles de lluvia ácida implementados en las décadas de 1980 y 1990, las emisiones de carbón han ido disminuyendo. En total, las plantas de carbón de Ontario emitieron el 14% (37.000 toneladas) de todos los NOx , el 28% (154.000 toneladas) de todos los SO2 y el 20% (495 kg) de todas las emisiones de Hg (mercurio) en 2003, respectivamente. [75]
Un análisis de costo-beneficio publicado por el gobierno provincial en abril de 2005 encontró que las emisiones de todas las estaciones alimentadas con carbón de Ontario son responsables de hasta 668 muertes prematuras, 928 ingresos hospitalarios, 1.100 visitas a salas de emergencia y 333.600 enfermedades menores (dolores de cabeza, tos , síntomas respiratorios) por año. [76]
Se pueden utilizar nuevas tecnologías de ' carbón limpio ', como la desulfuración de gases de combustión (FGD) para la eliminación de SO 2 y la reducción catalítica selectiva (SCR) para NO X , para reducir las emisiones tóxicas, pero no tienen ningún efecto sobre las emisiones de carbono y son caro de instalar. Al testificar ante un comité legislativo Archivado el 30 de septiembre de 2007 en Wayback Machine en febrero de 2007, Jim Hankinson, director ejecutivo de Ontario Power Generation, estimó el costo de instalar nuevos depuradores en las plantas de carbón de Ontario entre 500 millones y 1,5 mil millones de dólares canadienses. [77]
En 2007, dos de las cuatro chimeneas de Lambton y dos de las ocho chimeneas de la estación de Nanticoke están actualmente equipadas con depuradores. Se espera que la OPA recomiende si se instalan o no depuradores en las instalaciones de carbón restantes en la primavera de 2007.
En 2007, las centrales eléctricas alimentadas con carbón representaban aproximadamente el 21 por ciento del suministro energético existente de Ontario (6.434 MW) y el 19 por ciento de la producción eléctrica total de Ontario (30,9 TWh). [78] en ese momento, Ontario tenía cuatro centrales eléctricas de carbón en funcionamiento: [75]
En abril de 2005, el gobierno de Ontario cerró la estación generadora Lakeview en Mississauga , Ontario, lo que representa 1.140 MW de capacidad de generación.
Los liberales de Ontario llegaron al poder en 2003 prometiendo eliminar y reemplazar todas las estaciones de carbón de la provincia para 2007. [79] En 2005, el gobierno retrasó la fecha prevista hasta 2009, alegando preocupaciones sobre la confiabilidad. [80] Desde entonces ha revisado este plan una vez más, manteniendo su compromiso político, pero negándose a fijar un plazo específico para una eliminación completa. [81] En cambio, ordenó a la OPA que: "El plan para la generación a carbón en Ontario sea reemplazado por fuentes más limpias en el plazo más temprano posible que garantice una capacidad de generación adecuada y la confiabilidad del sistema eléctrico en Ontario". [20] [Énfasis añadido]
Posteriormente, la OPA publicó planes preliminares para una eliminación completa del carbón para 2014, que comenzará en 2011. [82] Se espera que los generadores de carbón sean reemplazados por nuevas instalaciones de generación de energía renovable y gas natural, así como medidas de conservación. La estación generadora Thunder Bay , la última planta eléctrica alimentada con carbón en Ontario, se cerró en abril de 2014, [83] completando la eliminación gradual. Desde entonces, la planta ha vuelto a funcionar alimentada con biomasa.
El gas natural es un combustible fósil compuesto principalmente de metano , que puede quemarse para liberar calor que luego se utiliza para producir electricidad. Contiene muy poco azufre, nada de cenizas y casi nada de metales; por lo tanto, a diferencia del carbón, los metales pesados y el SO x ( dióxido de azufre y trióxido de azufre ), la contaminación no es una preocupación importante. [84] En los Estados Unidos, una planta promedio alimentada con gas natural emite 516 kg de dióxido de carbono , 0,05 kg de dióxido de azufre y 0,8 kg de óxidos de nitrógeno (NO x ) por megavatio-hora de energía generada. En comparación con el carbón, el gas natural genera aproximadamente la mitad de dióxido de carbono, un tercio de los óxidos de nitrógeno y una centésima parte de los óxidos de azufre. [85]
El gas natural se utiliza más comúnmente para aplicaciones de calefacción en hogares y empresas, pero la generación de energía a partir de gas natural también es un componente importante de la combinación de suministro de energía y representa el 8% de la capacidad de generación de energía de Ontario, con 102 estaciones generadoras de gas natural. [86] Está previsto que esta capacidad aumente de 5.103 MW a 9.300 MW para 2010. [78]
En 2006, el gobierno de Ontario ordenó a la OPA que utilizara gas natural para satisfacer la demanda de energía en las horas pico. La OPA también recibió instrucciones de desarrollar opciones de uso de valor y alta eficiencia para el gas natural. [20] Por lo tanto, la OPA ha decidido utilizar gas natural para dos aplicaciones: (1) confiabilidad del área local y (2) capacidad del sistema.
Para 2025, se prevé que la capacidad instalada de cogeneración y gas natural aumente de los 4.976 MW actuales a 11.000 MW, aproximadamente el 27 % de la capacidad de generación del sistema. [87] Dicho esto, debido a su uso predominante únicamente en aplicaciones energéticas de alto valor, se espera que el gas natural represente sólo el 6 por ciento de la producción total de electricidad de Ontario. [26]
La cogeneración , o combinación de calor y energía (CHP), se refiere a la generación simultánea de energía y calor a partir de la misma fuente de energía. Luego, el calor se utiliza en aplicaciones locales, como la calefacción de hogares.
La cogeneración se puede aplicar a cualquier combustible que se queme para obtener energía. En las plantas de cogeneración se pueden utilizar combustibles fósiles, biomasa y biogás. Transportar calor a largas distancias no es práctico, por lo que las plantas de cogeneración suelen ser pequeñas y estar situadas cerca de la carga energética. Por tanto, la cogeneración está intrínsecamente ligada a la generación distribuida. La ubicación urbana de las plantas de cogeneración las hace muy compatibles con combustibles de combustión limpia como el gas natural. Los problemas de salud asociados con otros combustibles fósiles (ver carbón arriba) los hacen menos adecuados para áreas con alta densidad de población.
La cogeneración puede aumentar drásticamente la eficiencia en el uso de combustible, ya que entre el 48% y el 64% de la energía de la combustión convencional puede recuperarse en forma de calor, mientras que sólo entre el 25% y el 37% se convierte en energía. La eficiencia combinada del uso de calor y energía puede llegar al 91%. [88] Las altas eficiencias se traducen en costos de combustible mucho más bajos, así como en emisiones [de gases de efecto invernadero] y de otro tipo mucho más bajas.
Actualmente hay 110 plantas de generación de cogeneración en funcionamiento en Ontario, con una capacidad total de aproximadamente 2.300 MW. De ellos, 82 queman gas natural y el resto utiliza biomasa. Sólo 50 de estas instalaciones están conectadas a la red. (Ver: Base de datos de cogeneración de Simon Fraser).
La Autoridad de Energía de Ontario prevé que la contribución de la cogeneración a la conservación de la electricidad será de entre 47 y 265 MW, dependiendo de cuán agresivamente se aplique en Ontario. [89] Sin embargo, estas proyecciones son controvertidas, ya que todavía hay mucho debate sobre el potencial real de los proyectos generalizados de cogeneración.
En 2005, la OPA envió una solicitud de propuestas para hasta 1.000 MW de nueva cogeneración. Como resultado, actualmente se están desarrollando siete nuevas centrales de cogeneración en Ontario en virtud de contratos ejecutados en 2006 con una capacidad total combinada de 414 MW. [90]
La energía nuclear representa casi la mitad de la generación de energía de Ontario. El gobierno planea mantener el papel de la energía nuclear en la generación de energía hasta 2025. Ontario tiene actualmente 18 unidades nucleares en funcionamiento. Estos reactores suman 11.400 MW de capacidad de generación y están ubicados en tres emplazamientos: Pickering, Bruce y Darlington. Aproximadamente la mitad de la energía de Ontario se generó a partir de fuentes de energía nuclear en 2005. [91]
El Instituto Canadiense de Investigación Energética (CERI) preparó un informe [92] para la Asociación Nuclear Canadiense en 2004 comparando los impactos ambientales de la generación nuclear con otras tecnologías de generación de carga base en Ontario. Descubrieron que la energía nuclear tenía un costo casi comparable a la generación con carbón. Sin embargo, grupos como el Instituto Pembina y la Alianza para el Aire Limpio de Ontario critican la energía nuclear debido al impacto de las operaciones mineras de uranio , los efectos a largo plazo de los desechos radiactivos y los riesgos potenciales de terrorismo y desastres de la energía nuclear. [93]
En diciembre de 2004, había más de 1.700.000 paquetes de combustible usado almacenados en centrales nucleares operativas y fuera de servicio en todo Ontario. [91]
Las instalaciones nucleares tienen largos plazos de entrega para las aprobaciones ambientales y de otro tipo, así como para la construcción real. [94] La historia nuclear de Ontario también está plagada de excesos presupuestarios y retrasos en la construcción de plantas nuevas y renovadas. La energía nuclear tiene altos costos de capital y plazos de entrega, pero bajos costos operativos, lo que la hace adecuada solo para aplicaciones de carga base. En comparación, las plantas de gas natural tienen plazos de entrega cortos pero altos costos operativos y de combustible. [92] Sin embargo, recientemente una serie de factores económicos han tenido un impacto importante en el costo de la energía nuclear. Grupos como Ontario Clean Air Alliance se apresuran a señalar que las fluctuaciones en los precios del uranio han hecho que los costos operativos asociados con la generación nuclear aumenten más que los de las plantas de gas natural y las energías renovables.
El gobierno ha ordenado a la OPA que utilice energía nuclear para satisfacer la carga base de la demanda de energía en Ontario, pero que la capacidad de generación nuclear no debe exceder los 14.000 MW. [20] El resultado es que se prevé que la energía nuclear represente aproximadamente el 37% de la capacidad de generación en Ontario y produzca el 50% de la energía en 2025, similar a su papel en la combinación de suministro actual. [26]
Para lograr esta combinación, será necesario construir o renovar más unidades nucleares, ya que la mayoría de los reactores actualmente en servicio excederán su vida útil antes de 2020. [26] En respuesta, la OPA ha celebrado un acuerdo con Bruce Power para renovar dos unidades en Bruce, que se prevé agregarán 1.540 MW de capacidad de generación para 2009. Bruce Power también planea renovar una tercera unidad en el futuro. [92] El Auditor General de Ontario publicó un informe el 5 de abril de 2007, criticando los altos costos asociados con el acuerdo de renovación de Bruce Power.
Ontario Power Generation (OPG) está llevando a cabo actualmente una evaluación ambiental para la renovación de cuatro unidades operativas en Pickering B. [92]
Como estrategia para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, el gobierno de Ontario planea eliminar gradualmente las plantas generadoras de electricidad alimentadas con carbón y aumentar la proporción de electricidad generada a partir de fuentes renovables, además de promover estrategias para reducir la demanda de electricidad a través del MDL. Se estima que el 30% de la demanda de electricidad de Ontario se producirá a partir de estas fuentes para 2025. En comparación con las fuentes de combustibles fósiles, generar electricidad a partir de fuentes renovables como el agua, el viento y la biomasa tiene las siguientes ventajas: [96] [97]
La energía hidroeléctrica representa actualmente aproximadamente el 21% [98] del suministro eléctrico actual en Ontario. Se estima que esta capacidad aumentará al 30% para 2025 a medida que se agreguen nuevos sitios a la capacidad instalada actual y se renueven los existentes. Se pondrá especial énfasis en el desarrollo de plantas hidroeléctricas con grandes capacidades de almacenamiento que puedan usarse para proporcionar energía gestionable , que sean igualmente capaces de satisfacer la demanda máxima de electricidad o compensar la naturaleza intermitente de otras fuentes renovables como la eólica.
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Ontario, especialmente la parte sur, tiene un abundante potencial eólico que puede aprovecharse para generar electricidad renovable. Se estima que Ontario tiene una superficie de unos 300.000 km 2 al alcance del sistema de transmisión que puede utilizarse para generar electricidad a partir de energía eólica. Esta superficie se aproxima al tamaño de Alemania, que es el país líder en producción de electricidad a partir de energía eólica. Si Ontario pudiera utilizar intensivamente la energía eólica como Alemania, la electricidad basada en el viento contribuiría hasta el 13% de la demanda de la provincia. [99] La generación de electricidad a partir de energía eólica se considera rentable en el sur de Ontario debido a la cercanía a las líneas de transmisión y los centros de carga. [95] [100]
El viento puede considerarse una fuente de electricidad poco fiable debido a su naturaleza intermitente. Sin embargo, la integración de la energía eólica con sistemas hidroeléctricos o biomasa garantiza un suministro estable de electricidad renovable. La integración de energía eólica e hidráulica se ha practicado con éxito en el estado de Oregón [99] y puede utilizarse para proporcionar electricidad confiable en Canadá.
En 2015, la capacidad eólica instalada de Canadá fue de 11.205 MW, con Ontario liderando el país en capacidad instalada con 4.361 MW. [101] La OPA estima que esta capacidad aumentará a 5.000 MW para 2025, pero otros estudios estiman que la capacidad alcanzará 7.000 MW para 2020 [97] y 8.000 MW para 20XX. [99]
La biomasa se refiere a la materia orgánica de plantas o animales que se puede convertir en energía. La bioenergía , a su vez, es cualquier forma de energía (calor o electricidad) generada a partir de biomasa.
El desarrollo de una industria de bioenergía en Ontario enfrenta muchos desafíos, incluidos, entre otros, altos costos debido a la naturaleza de pequeña escala de las tecnologías utilizadas para convertir la biomasa en energía y problemas ambientales (por ejemplo, disminución de la productividad del suelo y mayor uso de fertilizantes y pesticidas). ) relacionado con la recolección intensiva de biomasa para la producción de energía. [100] Dicho esto, las investigaciones que se han llevado a cabo para abordar algunas de estas preocupaciones sugieren que la adopción de prácticas de gestión sostenible que apuntan a mantener las funciones ecológicas de los bosques y los agroecosistemas puede sostener la producción de biomasa sin impactos adversos para el medio ambiente. [102] [103]
El doble papel de la biomasa como sustituto de los combustibles fósiles y como sumidero de carbono atmosférico es la principal ventaja para su uso en la generación de energía. La producción de bioenergía a partir de fuentes sostenibles de biomasa se considera neutra en carbono porque el CO 2 emitido durante la combustión o los procesos de degradación natural es capturado por las plantas en crecimiento. [104] Aunque el ciclo combinado de gasificación integrada (IGCC) basado en biomasa y el calor y la energía combinados (CHP) con almacenamiento de captura de carbono (CAC) pueden ser tecnologías prometedoras para reducir las emisiones de GEI de las plantas generadoras de electricidad, estas tecnologías son de pequeña escala y no bien desarrollado en Ontario. [100] El movimiento a favor de la generación de bioenergía a partir de residuos municipales parece ser una estrategia para mitigar la gestión de basura; Muchos vertederos municipales se están acercando a su capacidad. [100] Existe la posibilidad de generar ingresos a partir de las emisiones de metano procedentes de los residuos municipales.
Según el IPSP, hasta 2027 se podrán generar un total de 1.250 MW a partir de biomasa , pero hasta el momento sólo se han considerado en los planes 856 MW. [100] Otros informes sugieren que la biomasa tiene el potencial de producir alrededor de 14,7 TWh (2.450 MW) de electricidad y 47,0 TWh de calor en un plazo de 10 a 20 años. [99]
En la actualidad, la biomasa forestal es la principal fuente de biomasa utilizada para la producción de energía, seguida de la biomasa agrícola, así como los residuos sólidos urbanos y las aguas residuales.
El sur de Ontario, en particular Toronto, recibe tanta radiación solar en verano como la ciudad de Miami , Florida, lo que indica que Ontario tiene suficiente energía solar que puede aprovecharse para generar electricidad o calor. [99] A diferencia de la energía solar, las bombas de calor geotérmicas (GHP) producen energía térmica que se utiliza principalmente para calentar espacios y agua caliente. Los GHP funcionan como refrigeradores para transferir la energía térmica absorbida desde debajo de la línea de congelación (aproximadamente 1,2 m de profundidad del suelo en el sur de Ontario) a los edificios conectados. [107]
La OPA estima que estas tecnologías contribuirán con alrededor de 1.000 MW a la capacidad eléctrica de Ontario para 2025. Aunque esta estimación se utilizó con fines de planificación, es posible que la capacidad aumente en el futuro a medida que se desarrollen las respectivas tecnologías. Algunos estudios sugieren que la capacidad instalada de sistemas solares fotovoltaicos por sí solas puede alcanzar entre 5.000 y 6.200 MW en 2015. [97]
Ontario tiene una capacidad de interconexión que asciende a 4.000 MW. [108] Las jurisdicciones de conexión incluyen: Nueva York, Michigan , Quebec, Manitoba y Minnesota . La red provincial está conectada a la Interconexión Oriental administrada por el Consejo Coordinador Eléctrico del Noreste .
El informe de asesoramiento sobre la combinación de suministro de la OPA recomienda 1.250 MW de importaciones para Ontario. [108] Esta cifra se deriva principalmente de proyectos hidroeléctricos a corto plazo previstos en Quebec. Hydro-Québec TransEnergie y Hydro One de Ontario, la empresa de suministro de electricidad de cada provincia, firmaron un acuerdo por valor de 800 millones de dólares canadienses en noviembre de 2006 para construir una nueva interconexión Quebec-Ontario de 1.250 MW para 2010. [109]
También existe potencial para nuevas interconexiones con Manitoba y/o Labrador. Pero debido a los costos y los desafíos de ubicación, estos planes siguen siendo tentativos y se consideran posibilidades a largo plazo (2015-2025).
Manitoba está planeando dos nuevos proyectos hidroeléctricos, conocidos como Estación Generadora Conawapa y Estación Generadora Keyask (Gull), en el norte de Manitoba. Se prevé que Conawapa, ubicada en el río Lower Nelson, tenga una capacidad proyectada de 1.380 MW cuando entre en funcionamiento en 2017. Se espera que Keeyask, inicialmente proyectado para estar en servicio en 2011/2012, genere 600 MW. [78] Será necesario construir nuevas líneas de transmisión de alta tensión de larga distancia para respaldar los proyectos, ya que la línea de interconexión existente entre Manitoba y Ontario es demasiado pequeña para permitir mejoras adecuadas.
Terranova y Labrador planea construir dos grandes centrales generadoras, capaces de generar aproximadamente 2.800 MW en el río Lower Churchill en Labrador . La instalación de Muskrat Falls tendrá una capacidad prevista de 824 MW, mientras que se espera que el proyecto Gull Island genere 2.000 MW. Sin embargo, cualquier interconexión con Ontario necesitaría el apoyo tanto del gobierno de Quebec como del gobierno federal, ya que la transmisión de electricidad generada en Labrador debe pasar por Quebec. [110]
La mayoría de las importaciones de Estados Unidos se basan en instalaciones de generación nuclear, de gas natural o de carbón. Como tal, el Gobierno de Ontario ha expresado poco interés en aumentar las importaciones de electricidad de los Estados Unidos. [111]
{{cite web}}: Mantenimiento CS1: copia archivada como título ( enlace ). Consultado el 5 de abril de 2007.{{cite web}}: Mantenimiento CS1: copia archivada como título ( enlace ){{cite web}}: Mantenimiento CS1: copia archivada como título ( enlace )