Consumo total de energía primaria de Canadá por combustible en 2015 [1]
Canadá tiene acceso a todas las principales fuentes de energía, incluidas el petróleo y el gas , el carbón , la energía hidroeléctrica , la biomasa , la solar , la geotérmica , la eólica , la marina y la nuclear . Es el segundo mayor productor mundial de uranio , [2] el tercer mayor productor de energía hidroeléctrica, [3] el cuarto mayor productor de gas natural y el quinto mayor productor de petróleo crudo. [4] En 2006, sólo Rusia , la República Popular China , los Estados Unidos y Arabia Saudita producen más energía total que Canadá. [5]
Estados Unidos es el principal mercado comercial de productos y servicios energéticos de Canadá. Canadá envió alrededor del 98% de sus exportaciones totales de energía a Estados Unidos en 2015, lo que significa que Canadá es el mayor proveedor de exportaciones de energía a la economía más grande del mundo. Canadá también exporta cantidades importantes de uranio y carbón a Asia, Europa y América Latina. [6]
A pesar de ser un exportador neto de energía, Canadá también importa productos energéticos. En 2004 se importaron 24.500 millones de dólares en productos energéticos. [5]
Canadá tiene un perfil energético sólido con recursos abundantes y diversos. Las políticas energética y climática de Canadá están interrelacionadas. Estas políticas energéticas y climáticas se implementan tanto a nivel de gobierno federal como provincial. El gobierno federal es responsable de establecer objetivos para todo el país y los gobiernos provinciales son responsables de hacer cumplir estos objetivos y desarrollar los métodos para lograrlos. [7] En 2015, los gobiernos federal y provincial crearon un acuerdo nacional para cooperar en el impulso de la industria energética del país mientras se realiza la transición hacia una economía baja en carbono . [8] Los gobiernos provinciales están desarrollando sus propias estrategias para alcanzar los objetivos nacionales. En 2016, la Estrategia de la Isla del Príncipe Eduardo se convirtió en una de las primeras provincias en desarrollar sus propias estrategias en respuesta a los objetivos del acuerdo federal. [9]
En 2015, Canadá pagó 43 mil millones de dólares en subsidios a la energía después de impuestos, según un informe del Fondo Monetario Internacional (FMI) de 2019. [10] : 35
"Canadá ha dependido de las importaciones de energía en gran medida debido a las grandes distancias que separan las fuentes locales de suministro de los mercados. Por lo tanto, es principalmente como resultado de la geografía, más que de la geología, que las cuestiones relativas a la importación, exportación y particularmente el transporte de energía preocupados responsables de las políticas energéticas."
— François Bregha, Política Energética. (1999) [11]
Aspectos de la realidad política y económica "única" de Canadá afectan sus estrategias energéticas federales. [12] : 2 Canadá tiene "importantes recursos de petróleo convencional y no convencional , gas natural e hidroelectricidad" y se ha convertido en "uno de los mayores productores de energía del mundo". [13] : 72 Según el Instituto Canadiense de Asuntos Globales (CGAI) de 2015, el "diseño y la estructura" del federalismo canadiense han resultado en una "falta de voluntad del gobierno federal para comprometerse con una visión nacional en la mayoría de las cuestiones de recursos por temor a arriesgar capital político en los debates con aquellas provincias que se resisten al desarrollo cooperativo de recursos". [12] : 3 Canadá era uno de los pocos países de la OCDE que no tenía una política energética nacional. [12] Los autores de la publicación de 2003, Power Switch: Energy Regulatory Governance in the 21st Century , escribieron que "Canadá tiene uno de los acuerdos constitucionales energéticos más divididos y descentralizados entre los países industrializados occidentales". [14] [15]
Desde 1867, las reglas del federalismo canadiense aseguran que "las provincias individuales poseen, comercializan y controlan las exportaciones de energía" de los recursos energéticos contenidos dentro de sus propias fronteras provinciales. [12] : 3 El gobierno federal tiene la responsabilidad de la infraestructura entre provincias, que incluye oleoductos. [12]
Uno de los principales desafíos de la política energética en Canadá tiene que ver con la geografía, no con la geología. La mayoría de los consumidores de energía viven en Ontario y Quebec y los principales productores de energía se encuentran en el este y el oeste. Las políticas energéticas de Canadá intentan conciliar los intereses económicos de los consumidores de energía que quieren el producto más barato, con el desafío de transportar productos energéticos autóctonos (como el carbón de Nueva Escocia en el siglo XIX, por ejemplo, o el petróleo y el gas de Alberta) a largas distancias. a precios competitivos. [11]
En el período posterior a la Confederación, uno de los debates más importantes sobre política energética involucró a los productores de carbón de Nueva Escocia, que buscaban aranceles que protegieran su industria contra las importaciones de carbón más barato del medio oeste estadounidense. Los consumidores de carbón en el centro de Canadá querían un libre comercio que asegurara el acceso al carbón estadounidense menos costoso, que implicaba costos de transporte mucho más bajos. [16] [11] En su publicación de 1982 titulada Fuels and the National Policy , John N. McDougall escribió que los debates sobre políticas energéticas en Canadá enfrentaron a quienes proponían mercados libres para productos energéticos, independientemente de su origen nacional, contra quienes pedían que el gobierno intervención a través de aranceles y otros medios. [16]
En 1946, se aprobó la Ley de Control de la Energía Atómica y se estableció la Junta de Control de la Energía Atómica (AECB) para regular la producción y los usos del uranio en Canadá, bajo el mandato de William Lyon Mackenzie King . [17] El gobierno federal asumió la jurisdicción sobre el uranio de las provincias.
La Comisión Real de Energía (1957-1959), la Comisión Borden, establecida por el entonces Primer Ministro, John Diefenbaker , dio como resultado una nueva legislación, la Ley de la Junta Nacional de Energía, el "primer estatuto energético federal integrado" de Canadá. [18] : 524 En 1957, los productores de petróleo de las provincias occidentales buscaron apoyo federal para la construcción de un oleoducto que les proporcionara acceso a los mercados orientales. [19] Las refinerías de petróleo del Este compraban petróleo barato principalmente del Medio Oriente. [19] En 1959, el consultor petrolero de Nueva York , Walter J. Levy, aconsejó a la NEB que no construyera el oleoducto propuesto de Edmonton a Montreal. [19] Levy también recomendó que "el petróleo de Alberta debería ir a los mercados estadounidenses". [19]
En 1961, se adoptó la Política Nacional de Petróleo (NOP), mediante la cual la NEB aceptó las recomendaciones del Sr. Levy, [19] y fue la piedra angular de la política energética de Canadá hasta que la NOP terminó en septiembre de 1973. La NOP fomentó el crecimiento de la incipiente industria petrolera. en el oeste de Canadá, [20] : 701 que había comenzado con el descubrimiento de petróleo en Leduc, Alberta en 1947. [21] Según un artículo de 2009 en la revista Alberta Oil , el NOP hizo que "los consumidores compraran más petróleo de Alberta y pagaran una prima". sobre los precios internacionales que estaban deprimidos en ese momento. Todo Canadá al oeste del río Ottawa quedó reservado como mercado exclusivo para la producción nacional mediante una prohibición federal contra las importaciones más baratas. [21] El NOP "estableció un mercado protegido para el petróleo nacional al oeste del valle de Ottawa, lo que liberó a la industria de la competencia extranjera", [11] : 767–9, mientras que las cinco provincias orientales, que incluían importantes refinerías en Ontario y Quebec, siguió dependiendo de las importaciones extranjeras de petróleo crudo, por ejemplo de Venezuela. [22] No se adoptaron políticas importantes sobre petróleo y gas durante el resto de la década de 1960, un período caracterizado por precios estables de combustible por un aumento en el consumo de petróleo y gas. [11] : 767–9
Durante la presidencia de John Diefenbaker de 1957 a 1963, y la de su sucesor, Lester B. Pearson , hubo un enfoque en un mayor desarrollo de los recursos eléctricos tanto para el consumo interno como para la exportación a los Estados Unidos y para mejorar los sistemas de transmisión interprovinciales, algo que muchos esperaban. se convertiría en una red eléctrica nacional. En 1963, la administración de Pearson introdujo la Política Nacional de Energía. [23] Sin embargo, la instalación de líneas de transmisión interprovinciales fue políticamente sensible. [23] : 27 Si las políticas federales obligaran a las provincias a cumplir, serían acusadas de mano dura. [24] Algunas provincias prefirieron vender su exceso de poder a los Estados Unidos para escapar de la carga percibida del federalismo. [23] : 27 Los primeros ministros de Terranova y Quebec estuvieron involucrados en una disputa de décadas sobre la transmisión de electricidad desde el proyecto hidroeléctrico Muskrat Falls de Terranova en la parte inferior del río Churchill a través de la provincia de Quebec. [23] El entonces primer ministro de Terranova, Smallwood, había hecho un llamamiento al primer ministro Pearson para que "fortaleciera las disposiciones para la transmisión interprovincial de electricidad". [23]
En respuesta a las crecientes preocupaciones de las provincias sobre los programas de financiación federal, se aprobó la Ley de Financiamiento de Programas Establecidos y Arreglos Fiscales Federales-Provinciales de 1977, que dio a las provincias más autonomía. Resultó en una importante descentralización del gobierno que favoreció a las provincias. [25]
El Programa Nacional de Energía (NEP) de 1980, que se introdujo durante el mandato de Pierre Trudeau , [26] fue una de las "iniciativas políticas más controvertidas en la historia de Canadá". [27] [28] Fue introducido por el gobierno federal liberal, en el contexto de la recesión global que siguió a la crisis energética de la década de 1970, que incluyó dos grandes shocks de precios del petróleo: la crisis del petróleo de 1973 y la crisis del petróleo de 1979 , [29 ] Desde mediados de la década de 1970 hasta mediados de la de 1980, las políticas energéticas, en particular las políticas relativas a la industria del petróleo y el gas, fueron una cuestión intergubernamental muy "polémica" y de "alto perfil", que tuvo un "efecto nocivo en las relaciones federal-provinciales". . [28] [27] : 31 [30] [31]
En 1986, durante la presidencia de Brian Mulroney , las relaciones provinciales-federales mejoraron con una mayor cooperación en materia de políticas energéticas, en gran parte porque la situación energética internacional había cambiado. [28] El Primer Ministro Mulroney firmó tres "importantes acuerdos intergubernamentales en el sector energético". [28] Los acuerdos y acuerdos federales-provinciales incluían políticas relacionadas con la "gestión de los recursos marinos de Terranova, la fijación de precios del petróleo y los impuestos en las provincias occidentales, y la fijación de precios del gas natural en el oeste de Canadá". [28] La NEP fue desmantelada mediante el Acuerdo Occidental, un acuerdo orientado al mercado que trajo la desregulación total de los precios del petróleo, "abolió los subsidios a las importaciones, el impuesto a la exportación de crudo y productos petrolíferos y el cargo de compensación del petróleo. También eliminó gradualmente las subvenciones del PIP". y la PGRT. Además, se levantaron los controles a las exportaciones de petróleo". [32] : 12-15 [22]
Otros acuerdos y convenios importantes entre las provincias y el gobierno federal incluyen el Acuerdo sobre Comercio Interior (AIT) de 1994, el Acuerdo Marco de Unión Social (SUFA) de 1999 y el Consejo de la Federación (COF) de 2003.
La producción de energía, la comercialización de recursos energéticos, la inversión de capital en el sector energético, las cuestiones ambientales y las relaciones con los pueblos de las Primeras Naciones son más complejas debido a la naturaleza del federalismo canadiense. [12] A lo largo de la historia de Canadá, los poderes y políticas federales han fluctuado entre la centralización y la descentralización. [12] En 2015, Canadá enfrentó un dilema cada vez más profundo con respecto al potencial de exportación de energía. [12] : 3
En 2014, bajo la presidencia de Stephen Harper , el gobierno federal se centró en tres principios fundamentales que subyacen a sus políticas energéticas: orientación al mercado, "respeto por la autoridad jurisdiccional y el papel de las provincias" y, cuando fuera necesario, "intervención selectiva en el proceso del mercado". para lograr objetivos políticos específicos a través de la regulación u otros medios." [33] En 2014, Canada Natural Resources describió cómo los acuerdos y acuerdos federales-provinciales habían informado la política energética de Canadá, incluido el Acuerdo Occidental sobre precios e impuestos del petróleo y el gas con las provincias de Alberta, Saskatchewan y Columbia Británica, el Acuerdo sobre los Mercados de Gas Natural y Prices con Alberta, Saskatchewan y Columbia Británica, y los Acuerdos del Atlántico con Nueva Escocia, Terranova y Labrador, que incluyeron la creación de Offshore Boards. Los acuerdos internacionales que impactan la política energética de Canadá incluyen el Tratado de Libre Comercio de América del Norte (TLCAN). [33] En 2014, la NRC incluyó a la Junta Nacional de Energía (NEB) (1959-2019), la Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear , la Atomic Energy of Canada Limited y el Programa de Investigación y Desarrollo Energético como contribuyentes al desarrollo del sector energético de Canadá. política. [33]
Durante el mandato de Justin Trudeau , Canadá firmó el Acuerdo de Asociación Estratégica entre Canadá y la UE en 2018, que incluye el Diálogo Energético de Alto Nivel (DEAN), [34] sobre "cuestiones de política energética, como la transparencia del mercado, el mantenimiento de una economía segura y sostenible". y suministro de energía competitivo, así como investigación y desarrollo en las industrias energéticas con un enfoque en la "transición hacia un futuro bajo en carbono, abordando las barreras del mercado y la 'financiación limpia'". [34] El marco legislativo de política energética moderna de la UE de 2018 denominado " Energía limpia para todos los europeos" incluye "certidumbre regulatoria" con "objetivos vinculantes de energía renovable y eficiencia energética", "planes nacionales de energía y clima", crea un "nuevo ecosistema energético" y un mercado para los "combustibles de transición" canadienses (por ejemplo, GNL). tecnologías y servicios limpios." [34]
Durante la campaña electoral federal de 2019, tanto los liberales como los conservadores "acordaron intentar cumplir los compromisos existentes de París para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 30 por ciento para 2030". [35] El presidente de investigación de Canadá en política climática y energética, Nicholas Rivers, dijo que no hay suficiente discusión sobre "tecnologías renovables como la energía eólica, la solar y el aluminio de cero emisiones" en el sector eléctrico. [35] Rivers dijo que "los gobiernos canadienses tienen un historial terrible en el cumplimiento de sus objetivos climáticos... Lo que importa es qué impacto tendrán las políticas sobre estas emisiones... Deberíamos ser bastante cautelosos, porque no tenemos Hay una gran cantidad de datos para analizar en términos de cuáles serán realmente los efectos de estas políticas... Las cosas están cambiando más rápidamente de lo que imaginamos". [35] Rivers dijo que "los objetivos climáticos del gobierno federal y la industria del petróleo y el gas de Canadá [no] son fundamentalmente incompatibles". Sin embargo, existe "cierta tensión entre ellos". [36]
En junio de 2018, el Consejo de Generación de Energía de NRCAN presentó su informe titulado "La transición energética de Canadá: llegar juntos a nuestro futuro energético", [37] [38] que examinaba el "futuro energético a largo plazo", los "objetivos generacionales" y las "orientaciones" de Canadá. principios" y "posibles vías e hitos". El informe del Consejo de Generación de Energía de la NRC se basó en un diálogo nacional de 2017 que incluyó un Foro de Generación de Energía celebrado en Winnipeg en octubre, sobre un "futuro energético con bajas emisiones de carbono". [39] En diciembre de 2017, Natural Resources Canada estableció el Consejo de Generación de Energía, compuesto por "líderes de pensamiento energético con diversas perspectivas y experiencia en los sistemas energéticos de Canadá" como seguimiento del foro. Según el informe "La transición energética de Canadá", la disociación entre el uso de energía canadiense y el crecimiento del PIB de 1990 a 2015 fue confirmada por estadísticas que muestran que durante ese período, el PIB de Canadá creció casi un 80 por ciento, mientras que el uso de energía canadiense aumentó solo un 30 por ciento. por ciento. [39] : 23
En junio de 2016, el Primer Ministro Trudeau dijo que apoyaba "los esfuerzos interprovinciales para reducir las emisiones de carbono y enfatizar la hidroelectricidad como fuente de energía". [40] El proyecto hidroeléctrico del Sitio C de BC Hydro, valorado en 8.800 millones de dólares, en el río Peace, en el noreste de Columbia Británica, cuya finalización está prevista para 2024, suministraría electricidad a Alberta para disminuir su dependencia del gas natural y el carbón. [40]
En abril de 2020, durante la pandemia de coronavirus de 2020 , la política energética del primer ministro Trudeau pareció apaciguar tanto a los ambientalistas como a la industria petrolera. [41] La recesión de COVID-19 , la caída del mercado de valores de 2020 y la guerra de precios del petróleo entre Rusia y Arabia Saudita de 2020 que resultó en el "colapso de los precios del petróleo", dejaron a Alberta con su "mayor desafío" en la "historia moderna" de la provincia. , amenazando a su principal industria y causando estragos en sus finanzas". [42] Al anunciar una "serie de medidas para apoyar la industria del petróleo y el gas", Trudeau dijo que "el hecho de que estemos en una crisis de salud no significa que podamos descuidar la crisis ambiental". Algunas de las "medidas tenían el objetivo complementario de abordar graves preocupaciones ambientales". [42]
Según un informe de 2006 de Natural Resources Canada sobre los marcos legales y políticos en materia de energía en América del Norte, el sistema federal de gobierno de Canadá, la jurisdicción sobre la energía se divide entre los gobiernos federal y provincial y territorial . Los gobiernos provinciales tienen competencia sobre la exploración, desarrollo, conservación y gestión de recursos no renovables , así como sobre la generación y producción de electricidad . La jurisdicción federal en materia de energía se ocupa principalmente de la regulación del comercio interprovincial e internacional , y de la gestión de recursos no renovables en tierras federales . [45]
La Junta Nacional de Energía (NEB) era una agencia reguladora federal independiente que regulaba la industria energética canadiense. La NEB fue creada en 1959 y reportada a través del Ministro de Recursos Naturales al Parlamento de Canadá . Sus principales responsabilidades incluían:
La NEB fue reemplazada por el Regulador Canadiense de Energía (CER) en 2019. [46]
En 1985, el gobierno federal y los gobiernos provinciales de Alberta , Columbia Británica y Saskatchewan acordaron desregular los precios del petróleo crudo y del gas natural. El petróleo marino del Atlántico canadiense se administra bajo responsabilidad conjunta federal y provincial en Nueva Escocia y Terranova y Labrador . [45]
La regulación provincial de las actividades, oleoductos y sistemas de distribución de petróleo y gas natural es administrada por las juntas provinciales de servicios públicos . Las provincias productoras imponen regalías e impuestos a la producción de petróleo y gas natural; proporcionar incentivos para la perforación; y otorgar permisos y licencias para construir y operar instalaciones. Las provincias consumidoras regulan los sistemas de distribución y supervisan el precio minorista del gas natural a los consumidores . Las regulaciones clave con respecto a la competencia mayorista y minorista de electricidad se encuentran a nivel provincial. Hasta la fecha, dos provincias (Alberta y Ontario) han iniciado la competencia minorista . En Alberta, el sector eléctrico está en gran medida privatizado ; en Ontario, el proceso está en curso. En otras provincias, la mayor parte de la electricidad la generan y distribuyen empresas de servicios públicos de propiedad provincial . [45]
Según el informe del Fondo Monetario Internacional (FMI) del 2 de mayo de 2019, en 2015, Canadá pagó 43.000 millones de dólares en subsidios a la energía después de impuestos, lo que representa el 2,9 por ciento del PIB y un gasto de 1.191 dólares per cápita. [10] : 35 En vísperas de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP21) de 2015 celebrada en París, CBC News informó que los países del G20 gastan 452 mil millones de dólares al año en subsidios a los combustibles fósiles . [47] En el año fiscal 2013-2014, el gobierno federal dio a la industria petrolera aproximadamente 1.600 millones de dólares. El apoyo federal y provincial combinado a la industria petrolera durante ese período ascendió a casi 2.700 millones de dólares. [47] El artículo del CBC cita el informe de 2015 del Overseas Development Institute sobre los subsidios del G20 a la producción de petróleo, gas y carbón. [13] Los líderes de los países del G20 se habían comprometido en 2011 a eliminar gradualmente los subsidios a los combustibles fósiles. [13] En 2013-2014, Canadá también proporcionó un "alto nivel de financiación pública" (varios miles de millones de dólares) para la producción de combustibles fósiles en el extranjero. [13] : 12 Esto incluía subsidios para el petróleo y el gas y la electricidad basada en combustibles fósiles para empresas de propiedad estatal (SOE), como Oil India, JOGMEC en Japón, KNOC en Corea y EDF en Francia. [13] : 47 El informe del ODI señaló que a medida que el precio global del petróleo disminuyó, alrededor de 30 países introdujeron la eliminación gradual de los subsidios al consumidor de combustibles fósiles en 2014 y 2015. [13] : 67 [48] Durante ese mismo período, los combustibles fósiles- Las empresas mineras en Canadá "aumentaron su presión sobre los gobiernos" para que las ayudaran a seguir siendo "competitivas", dándoles "más exenciones fiscales y otro tipo de apoyo". [49] [13] : 67
En 2015, la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) publicó el Inventario de medidas de apoyo a los combustibles fósiles de la OCDE 2015 y un documento complementario. Canadá preparó un estudio sobre el apoyo federal al sector de combustibles fósiles y la Oficina del Auditor General de Canadá compiló un informe como parte de una investigación parlamentaria en 2012. [13] : 33 en 2013-2014 Canadá gastó 2.738 millones de dólares en subsidios para "upstream de petróleo y gas, oleoductos y gasoductos, plantas de energía y refinación, múltiples combustibles fósiles o no especificados, minería de carbón y energía a partir de carbón". [13] : 41
El ODI informó que a finales de 2015, el gobierno federal canadiense estaba eliminando gradualmente algunos subsidios al petróleo, el gas y la minería. [13] : 82 En enero de 2015, las arenas bituminosas de Athasbaska "ya no eran elegibles para una depreciación acelerada". [13] : 82 Estaban "sujetos al mismo régimen fiscal que otros desarrollos de petróleo, minería y gas". [13] : 82 El Crédito Fiscal a la Inversión en el Atlántico también estaba en proceso de eliminación gradual. [13] : 82 El gobierno federal introdujo nuevos subsidios a los combustibles fósiles en forma de "exenciones fiscales para la producción de GNL en forma de mayores tasas de asignación de costos de capital que permiten a las empresas deducir el gasto de capital más rápidamente de lo que antes era posible". [13] : 82
Export Development Canada (EDC), la agencia de crédito a la exportación de Canadá, gastó alrededor de 2.500 millones de dólares al año en 2013 y 2014 en las industrias energéticas. [13] : 72
La política energética canadiense refleja la división constitucional de poderes entre el gobierno federal y los gobiernos provinciales. La Constitución de Canadá coloca los recursos naturales bajo la jurisdicción de las provincias . [50] Sin embargo, las tres provincias de las praderas originalmente no controlaban los recursos naturales de las provincias como condición para su entrada en la Confederación, hasta las Leyes de Recursos Naturales de 1930. Los gobiernos provinciales poseen la mayor parte de las reservas de petróleo, gas natural y carbón. y controlar la mayor parte de la producción eléctrica. Esto significa que el gobierno nacional debe coordinar sus políticas energéticas con las de los gobiernos provinciales, y en ocasiones surgen conflictos intergubernamentales. El problema es particularmente grave ya que, mientras que las provincias consumidoras de energía tienen la mayor parte de la población y pueden elegir gobiernos federales que introducen políticas que favorecen a los consumidores de energía, las provincias productoras de energía tienen la capacidad de derrotar tales políticas ejerciendo su autoridad constitucional sobre los recursos naturales. recursos.
La sección 92A de la Ley Constitucional de 1867 asignó a los gobiernos provinciales la autoridad exclusiva para dictar leyes en relación con los recursos no renovables y la energía eléctrica, mientras que la sección 125 impidió al gobierno federal gravar las tierras o propiedades del gobierno provincial. Por otro lado, el gobierno federal tiene el poder de celebrar tratados con países extranjeros. Esto tiene implicaciones importantes para los tratados que involucran la producción de energía, como el Protocolo de Kioto , que el gobierno canadiense firmó en 2002. Aunque el gobierno federal tenía la autoridad para firmar el tratado, puede requerir la cooperación de los gobiernos provinciales para hacerlo cumplir.
Canadá tiene un perfil energético sólido con recursos abundantes y diversos. Las políticas energéticas y climáticas están interrelacionadas. Estas políticas se implementan tanto a nivel gubernamental federal como provincial. Un análisis FODA reciente realizado en 2013 de las políticas energéticas y climáticas canadienses ha demostrado que existe una falta de coherencia entre las estrategias federales y regionales. [7] La razón de esta falta de coherencia se atribuyó a las realidades económicas y ambientales, la diversidad de fuentes de energía y las demandas de energía que varían mucho entre las provincias canadienses. Como resultado de las diferentes características energéticas de las provincias, se crean múltiples estrategias federales y provinciales, a veces complementarias, pero a menudo contradictorias.
La política energética canadiense se basa en tres principios importantes. Estos principios son (1) mercados competitivos para garantizar un sistema energético exitoso e innovador capaz de satisfacer las necesidades energéticas canadienses, (2) respetar las jurisdicciones de las provincias y del gobierno federal y (3) intervenciones federales específicas en el proceso de comercialización de energía que garanticen las necesidades específicas. se logran los objetivos de política energética. [8]
Para mejorar la coherencia de las políticas provinciales y federales, se ha instituido una combinación de herramientas políticas para facilitar la colaboración entre los gobiernos federal y provincial. Estas herramientas políticas han resultado en un equilibrio igualitario entre el gobierno federal y provincial en la creación de políticas energéticas. El gobierno federal es responsable de establecer objetivos para todo el país y los gobiernos provinciales son responsables de hacer cumplir estos objetivos y desarrollar los métodos para lograrlos. [8]
En 2015, el gobierno federal trabajó con los líderes provinciales de Canadá y llegó a un acuerdo para cooperar en el impulso de la industria del país mientras se realiza la transición hacia una economía baja en carbono. [8] Los críticos de este acuerdo dudaban de que los líderes provinciales pudieran llegar a un acuerdo y también dudaban de que tuvieran éxito en la formación de una política energética conjunta. Sin embargo, este no fue el caso. Después de una reunión de tres días en St. John's, Terranova y Labrador, el Consejo de la Federación publicó este informe que establece su visión para una estrategia energética nacional. [8] Este acuerdo pretende orientar la política energética entre los gobiernos provinciales. Este acuerdo busca influir en las provincias para promover la eficiencia y conservación de la energía, la transición a una economía con bajas emisiones de carbono y mejorar la información y la conciencia energética. La Estrategia de la Isla del Príncipe Eduardo es una estrategia provincial que surgió como respuesta al cumplimiento de los objetivos del gobierno federal presentados en este acuerdo. [9]
El carbón se extrae en Canadá desde 1639, cuando se abrió una pequeña mina en Grand Lake, Nuevo Brunswick . En 1720, los soldados franceses abrieron una mina en Cabo Bretón, Nueva Escocia, para abastecer la fortaleza de Louisbourg . Posteriormente, Cape Breton suministró carbón a Boston y otros puertos estadounidenses. La minería comercial en Nuevo Brunswick comenzó en 1825, aunque la mayor parte de la producción de carbón de la provincia se ha utilizado localmente. En el oeste de Canadá , el carbón se extrajo por primera vez en la isla de Vancouver a partir de 1853. A partir de la década de 1880, la construcción de los ferrocarriles transcontinentales a través de Alberta y Columbia Británica provocó que se desarrollaran minas de carbón en varios lugares cerca de las líneas ferroviarias en las praderas y montañas. En 1911, las minas occidentales producían la mayor parte del carbón de Canadá y, a pesar de las recesiones, se expandieron gradualmente hasta producir más del 95% del carbón canadiense. [52] El carbón estuvo subsidiado en Canadá desde 1887. Las minas de Cabo Bretón participaron en esta protección arancelaria para ayudarlo a competir contra el carbón estadounidense que ingresaba a Ontario a través de los Grandes Lagos. El carbón de Cabo Bretón se extrajo bajo tierra y luego se envió a Toronto y Montreal. Las vastas industrias del este, incluidas las acerías, se alimentaban de este carbón. Si bien hubo dificultades y huelgas, el carbón impulsó a Canadá a la Segunda Guerra Mundial . Hubo varias Comisiones Reales sobre el carbón: una en 1947 y otra en 1965.
La participación federal en Cape Breton continuó con la Cape Breton Development Corporation , o Devco, que en realidad constituía una importante subvención. La finalización del oleoducto transcanadiense, los reactores nucleares y los campos petrolíferos de Hibernia han acabado [ se necesitan más explicaciones ] carbón en Nueva Escocia . El carbón se encuentra en la isla de Vancouver: hay depósitos de carbón en Cassidy, Nanaimo , Campbell River y Fort Rupert. El carbón se extrajo en Nanaimo durante 102 años, desde 1853 hasta 1955. En el interior de Columbia Británica, el carbón se extrajo en Merritt , Coalmont , Fernie y Hudson's Hope . El desarrollo de las minas de carbón en el oeste de Canadá está integralmente mezclado con la construcción de ferrocarriles: el Canadian Pacific Railway estuvo directamente involucrado con las minas de Fermie. Se construyó un ferrocarril independiente, la línea Crow's Nest, para transportar carbón desde las Montañas Rocosas hasta la fundición de Trail. El carbón en Alberta se encuentra debajo de partes de las Montañas Rocosas. Históricamente, hubo pozos en Lethbridge , Pincher Creek , Canmore y Nordegg .
El descubrimiento de enormes campos petroleros en el oeste de Canadá, comenzando con el campo de Leduc, Alberta , en 1947, y las crecientes importaciones de petróleo extranjero barato en el este de Canadá afectaron drásticamente la demanda de carbón canadiense. A partir de 1950, aproximadamente, casi todo el carbón utilizado para calefacción, industria y transporte fue reemplazado por productos derivados del petróleo y gas natural. Esto tuvo un efecto devastador en las comunidades mineras del carbón del Atlántico canadiense, aunque en el oeste de Canadá la pérdida de empleos en la industria del carbón fue más que compensada por las ganancias en la industria petrolera.
La minería del carbón inició una fase de expansión a finales de los años 1960 con la firma de contratos a largo plazo para suministrar carbón metalúrgico a la floreciente industria siderúrgica japonesa. Esto fue de poco beneficio para el Canadá atlántico, pero condujo a la reapertura de minas cerradas y al desarrollo de nuevas minas en Alberta y Columbia Británica. Casi al mismo tiempo, Alberta y Saskatchewan comenzaron a utilizar sus importantes recursos de carbón para generar electricidad. Los aumentos del precio del petróleo crudo en los años 1970 y principios de los 1980 aumentaron la demanda de carbón en todo el mundo. Se abrieron nuevas minas en Alberta y Columbia Británica, y se construyeron nuevas instalaciones portuarias en Columbia Británica para satisfacer la creciente demanda en Asia. [52]
Canadá tiene la décima reserva de carbón más grande del mundo, una cantidad enorme considerando la escasa población del país. Sin embargo, la gran mayoría de esas reservas están ubicadas a cientos o miles de kilómetros de los centros industriales y puertos marítimos del país, y el efecto de los altos costos de transporte es que permanecen en gran medida sin explotar. Al igual que con otros recursos naturales, la regulación de la producción de carbón está dentro de la jurisdicción exclusiva de los gobiernos provinciales y solo entra en la jurisdicción federal cuando se importa o exporta desde Canadá.
Más del 90% de las reservas de carbón de Canadá y el 99% de su producción se encuentran en las provincias occidentales de Alberta , Columbia Británica y Saskatchewan . Alberta tiene el 70% de las reservas de carbón de Canadá y el 48% de la provincia está sustentada por depósitos de carbón. El depósito de Hat Creek en Columbia Británica tiene uno de los depósitos de carbón más gruesos del mundo, con unos 550 metros (1.800 pies) de espesor. También hay depósitos de carbón más pequeños, pero sustanciales, en el Yukón , los Territorios del Noroeste y las Islas Árticas , que están aún más lejos de los mercados. Las provincias atlánticas de Nueva Escocia y Nuevo Brunswick tienen depósitos de carbón que históricamente fueron una fuente de energía muy importante, y Nueva Escocia fue alguna vez el mayor productor de carbón de Canadá, pero estos depósitos son mucho más pequeños y mucho más caros de producir que el carbón occidental. , por lo que la producción de carbón en las provincias atlánticas prácticamente ha cesado. Nueva Escocia ahora importa la mayor parte del carbón para sus acerías y centrales eléctricas de otros países como Colombia. Al mismo tiempo, las provincias occidentales exportan su carbón a 20 países diferentes, particularmente Japón , Corea y China , además de utilizarlo en sus propias centrales térmicas. La mina de carbón Elk Valley es la segunda mina de carbón más grande del mundo.
La región entre Nuevo Brunswick y Saskatchewan, una distancia de miles de kilómetros que incluye los grandes centros industriales de Ontario y Quebec , está en gran medida desprovista de carbón. Como resultado, estas provincias importan casi todo el carbón para sus acerías y centrales térmicas de Estados Unidos. Desafortunadamente, el carbón del este de los Estados Unidos tiene un alto contenido de azufre, lo que contribuyó a un grave problema de calidad del aire, particularmente en el densamente poblado suroeste de Ontario, hasta que cerraron gradualmente la última central eléctrica alimentada por carbón en 2014. [53] En Alberta, el carbón La central eléctrica de Sundance y la central generadora Genesee son la segunda y tercera fuente más grande de gases de efecto invernadero en Canadá. [54]
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En 1858, James Miller Williams cavó el primer pozo de petróleo de América del Norte en Oil Springs, Ontario, precediendo a Edwin Drake, quien perforó el primero en los Estados Unidos un año después. En 1870, Canadá tenía 100 refinerías en funcionamiento y exportaba petróleo a Europa. [55] Sin embargo, los campos petroleros de Ontario eran poco profundos y pequeños, y la producción de petróleo alcanzó su punto máximo y comenzó a disminuir alrededor de 1900. Por el contrario, la producción de petróleo en los Estados Unidos creció rápidamente en la primera parte del siglo XX después de que se hicieron grandes descubrimientos. en Texas, Oklahoma, California y otros lugares.
En 1914, Turner Valley se convirtió en el primer campo importante encontrado en Alberta. Los inversores del este de Canadá y el gobierno federal mostraron poco interés y el campo fue desarrollado principalmente por filiales de empresas estadounidenses. Originalmente se creía que era un campo de gas con una pequeña cantidad de nafta condensada en el gas, pero debido a la falta de regulaciones, alrededor del 90% del gas se quemó para extraer la pequeña cantidad de líquidos de petróleo, una cantidad de gas que hoy valdría miles de millones de dólares.
En 1930, se descubrió petróleo crudo en el campo Turner Valley, debajo y al oeste de la capa de gas. Esto fue un shock para los geólogos porque la capa de gas libre, que podría haber proporcionado el impulso del yacimiento para producir el petróleo, ya se había producido y quemado en gran medida en ese momento. Como resultado, alguna vez se recuperará menos del 12% del petróleo original existente en Turner Valley. [56]
El gobierno provincial de Alberta se molestó por el desperdicio notorio, por lo que en 1931 aprobó la Ley de Pozos de Petróleo y Gas, seguida en 1932 por la Ley de Conservación del Valle Turner. Sin embargo, el gobierno federal declaró inconstitucionales ambas leyes y continuó la quema derrochadora de gas natural. Sin embargo, en 1938 el gobierno provincial estableció la Junta de Conservación de Petróleo y Gas Natural de Alberta (hoy conocida como Junta de Conservación de Recursos Energéticos ) para iniciar medidas de conservación, y esta vez logró implementarlas. [57]
Este organismo era el regulador de la producción de petróleo y gas en Alberta y, por tanto, de la mayor parte de la producción en Canadá. Como autoridad reguladora provincial con mayor experiencia en la industria, se convirtió en un modelo para las demás provincias productoras de petróleo y gas; de hecho, ha sido utilizada como modelo por muchas industrias petroleras nacionales en todo el mundo.
Al final de la Segunda Guerra Mundial, Canadá importaba el 90% de su petróleo de los EE. UU. La situación cambió dramáticamente en 1947 cuando Imperial Oil perforó una anomalía peculiar en sus registros sísmicos recientemente desarrollados cerca de la entonces aldea de Leduc , Alberta. El pozo Leduc No. 1 identificó un gran campo petrolero y proporcionó la clave geológica para otros descubrimientos importantes dentro de Alberta. Los geólogos pronto comenzaron a identificar y perforar otros arrecifes del Devónico , principalmente en la parte centro-norte de la provincia. Comenzó la fiebre del petróleo en Alberta y los perforadores rápidamente comenzaron a identificar otras formaciones petrolíferas importantes, como la que alberga el gigantesco yacimiento petrolífero de Pembina.
El descubrimiento de Leduc y la serie de descubrimientos aún mayores que siguieron rápidamente hicieron retroceder el petróleo importado de las praderas canadienses y produjeron un enorme excedente de petróleo que no tenía mercado inmediato. En 1949, Imperial Oil solicitó al gobierno federal la construcción del Oleoducto Interprovincial (IPL) hasta el Lago Superior , y en 1950 se completó hasta el puerto de Superior, Wisconsin . Mucha gente se preguntó por qué se construyó en un puerto estadounidense en lugar de uno canadiense, pero el gobierno federal estaba más interesado en el hecho de que las exportaciones de petróleo borraron por completo el déficit comercial del país.
En 1950, el gobierno federal aprobó un oleoducto occidental, y en 1953 se construyó el oleoducto Transmountain de 1.200 km (750 millas) desde Edmonton hasta el puerto de Vancouver , Columbia Británica , con una extensión hasta Seattle , Washington . El IPL se extendió vía Sarnia , Ontario , hasta Toronto en 1956 y se convirtió, con 3.100 km (1.900 millas), en el oleoducto más largo del mundo en ese momento. Durante la década de 1960 se construyeron ampliaciones en Chicago y otras ubicaciones de refinerías en el medio oeste de los Estados Unidos , lo que mejoró la seguridad energética de los Estados Unidos.
Los productores de petróleo de Alberta descubrieron que recibían un mejor trato por parte del gobierno estadounidense que del gobierno canadiense. La política energética estadounidense durante la Guerra Fría dio preferencia al petróleo canadiense y trató a Alberta como si fuera un estado estadounidense, ya que la ubicación de los vastos campos petroleros de Alberta los hacía más seguros contra ataques que los principales campos petroleros estadounidenses en Alaska, California y Texas. Los productores de Alberta pidieron al gobierno federal acceso exclusivo al mercado petrolero del este de Canadá, aunque calcularon que no podrían entregar petróleo de Alberta a Montreal por menos del precio del petróleo importado. [ cita necesaria ] Las refinerías del área de Montreal y el gobierno de Quebec se opusieron a esto, lo que resultó en la Política Nacional de Petróleo de 1961. Esto trazó una línea divisoria en el río Ottawa y otorgó a los productores canadienses derechos exclusivos para vender petróleo al oeste de la línea. . Sólo las refinerías al este de la línea podrían seguir procesando petróleo importado.
No todos estaban contentos con el acuerdo. El objetivo de la Política Nacional del Petróleo era promover la industria petrolera de Alberta asegurándole una participación protegida en el mercado interno. Según esta política, Canadá quedó dividida en dos mercados petroleros. El mercado al este del Valle de Ottawa (la Línea Borden) utilizaría petróleo importado, mientras que al oeste de la Línea Borden, los consumidores utilizarían los suministros más caros de Alberta. Durante la mayor parte del período 1961-1973, los consumidores occidentales pagaron entre 1,00 y 1,50 dólares por barril por encima del precio mundial, que, justo antes del embargo petrolero de la OPEP de 1973 y el aumento de precios, rondaba los 3,00 dólares. También pagaban precios proporcionalmente más altos en el surtidor que los canadienses al este de la línea Borden.
En 1970, Quebec creó una empresa petrolera de propiedad provincial llamada SOQUIP. Un año más tarde, el tono nacionalista de la Comisión Gordon encontró expresión práctica con la creación de la Canada Development Corporation , para "recomprar" industrias y recursos canadienses con acuerdos que incluían la adquisición de las operaciones occidentales de la francesa Aquitania y su conversión en Canterra. Energía. También en 1971, el gobierno federal bloqueó una propuesta de compra de Home Oil, controlada por Canadá, por parte de Ashland Oil, con sede en Estados Unidos.
La ola de acción directa se extendió a Alberta cuando el primer ministro Peter Lougheed y sus conservadores llegaron al poder en 1971, poniendo fin a 36 años de gobierno del Crédito Social . La elaborada plataforma electoral de Lougheed, titulada Nuevas Direcciones, sonó temas comunes entre los países de la OPEP al comprometerse a crear recursos provinciales y compañías de crecimiento petrolero, recaudar una mayor proporción de los ingresos energéticos y fomentar la diversificación económica para prepararse para el día en que se agotaran las reservas de petróleo. La idea de recursos limitados emergió del ámbito de la teoría a los hechos concretos de la política cuando la NEB rechazó las solicitudes de exportación de gas natural en 1970 y 1971, basándose en que no había excedente y que Canadá necesitaba los suministros. La fuerza del nuevo sentimiento conservacionista quedó subrayada cuando la NEB mantuvo su posición a pesar de una declaración de 1971 del Departamento de Energía federal de que pensaba que Canadá tenía un suministro de gas natural para 392 años y suficiente petróleo para 923 años.
En 1973, esta situación cambió abruptamente.
El gobierno canadiense ya había comenzado a cambiar su política energética. La inflación se había convertido en un problema nacional y los precios del petróleo estaban aumentando, y el 4 de septiembre de 1973, Pierre Trudeau pidió a las provincias occidentales que aceptaran una congelación voluntaria de los precios del petróleo. Nueve días después, su gobierno impuso un impuesto de 40 centavos por cada barril de petróleo canadiense exportado. El impuesto equivalía a la diferencia entre los precios nacionales e internacionales del petróleo, y los ingresos se utilizaban para subsidiar las importaciones de las refinerías orientales. De un plumazo, Ottawa comenzó a subsidiar a los consumidores del este y al mismo tiempo redujo los ingresos disponibles para las provincias productoras y la industria petrolera. El primer ministro de Alberta, Peter Lougheed, pronto anunció que su gobierno revisaría su política de regalías en favor de un sistema vinculado a los precios internacionales del petróleo.
Dos días después, el 6 de octubre, estalló la guerra de Yom Kipur. La OPEP aprovechó el conflicto para duplicar el precio publicado del barril de petróleo ligero de Arabia Saudita, a 5,14 dólares estadounidenses. Luego, Arabia Saudita y los demás estados árabes impusieron embargos a los países que apoyaban a Israel y los precios del petróleo subieron a 12 dólares.
Estos hechos agravaron las tensiones entre los líderes provinciales, federales y de la industria. El resto de la década de 1970 estuvo marcado por movimientos rápidos y en escalada y contraataques por parte de Ottawa, las provincias occidentales e incluso Terranova. La atmósfera era de urgencia, alarma y crisis, y los conflictos globales añadían gravedad a las disputas entre el gobierno federal y las provincias.
En 1979-1980, nuevas crisis en Oriente Medio provocaron una fijación de precios impulsada por el pánico. La revolución iraní fue lo primero. Pronto siguió la guerra entre ese país e Irak. Los precios del petróleo se duplicaron con creces, hasta los 36 dólares por barril.
Introducido por el gobierno liberal de Pierre Trudeau el 28 de octubre de 1980, el controvertido Programa Nacional de Energía (PNE) tenía tres objetivos: autosuficiencia energética; redistribuir la riqueza de un recurso no sostenible en beneficio del país en su conjunto; y una mayor propiedad de la industria petrolera por parte de los canadienses. [58] Tal como se implementó, la NEP dio al gobierno federal control sobre los precios del petróleo, imponiendo un precio máximo y derechos de exportación.
El gobierno federal tuvo dos desafíos importantes para crear un programa energético verdaderamente nacional. El primer problema fue que Canadá es a la vez importador y exportador de petróleo. Importa petróleo de fuentes marinas como Venezuela y Medio Oriente a sus provincias orientales, al mismo tiempo que exporta petróleo de sus provincias occidentales a Estados Unidos. Si bien fue popular en el este y centro de Canadá, el programa generó un fuerte resentimiento en la provincia de Alberta [59] donde se concentra la producción de petróleo y gas. El segundo problema fue que los gobiernos provinciales, y no el gobierno federal, tienen jurisdicción constitucional sobre los recursos naturales. En realidad, el Gobierno de Alberta era propietario de la mayor parte del petróleo de Canadá. Esto provocó un enfrentamiento con el gobierno de Alberta, ya que cualquier reducción de los precios del petróleo procedía directamente de los ingresos del gobierno de Alberta. El conflicto empeoró por el hecho de que el gobierno de Alberta tenía mecanismos constitucionales a su disposición mediante los cuales podía eliminar el petróleo de los impuestos federales y trasladar los costos de los subsidios al petróleo al gobierno federal. Esto aumentó el déficit del gobierno federal.
El Programa Nacional de Energía tenía otros defectos. Se basó en un precio mundial que aumentaba constantemente hasta los 100 dólares por barril. En los años siguientes, el precio mundial del petróleo descendió hasta apenas 10 dólares por barril. Dado que el gobierno federal basó su gasto en la cifra mayor, el resultado fue que gastó una gran cantidad de dinero en subsidios que no pudieron recuperarse mediante impuestos a la producción. Además, debido a la proximidad al mercado estadounidense, las empresas tenían oportunidades de ganar dinero jugando con diferenciales de precios. Por ejemplo, las refinerías del este de Canadá importarían petróleo subsidiado hasta la mitad del precio mundial, lo refinarían para convertirlo en productos y exportarían los productos a Estados Unidos al precio mundial completo. Las aerolíneas que vuelan entre Europa y Estados Unidos a través de la ruta polar despegarían con la menor cantidad de combustible posible y pararían brevemente en Canadá para repostar antes de continuar hacia su destino. Las empresas de transporte por carretera que operan entre ubicaciones en el norte de EE. UU. desviarían sus camiones a través de Canadá para repostar combustible. Ninguna de estas transacciones fue ilegal, o incluso inusual, considerando la naturaleza integrada de las economías, pero todas tuvieron el efecto de transferir miles de millones de dólares de impuestos canadienses a los balances de empresas (en su mayoría de propiedad extranjera). Un tercer defecto fue que la NEP asumió que los futuros descubrimientos de petróleo se realizarían en áreas bajo jurisdicción federal, como el Ártico y el mar. Al final resultó que, la mayoría de los principales descubrimientos de petróleo en Canadá ya se habían realizado y los subsidios otorgados por el gobierno federal a las empresas que exploraban en jurisdicción federal no fueron productivos. Todos estos defectos dieron lugar a aumentos grandes e inesperados del déficit presupuestario federal.
El resultado final de la NEP fue que el gobierno federal no logró mantener bajos los precios del combustible y al mismo tiempo incurrió en pérdidas financieras. En las elecciones posteriores de 1984, el partido liberal gobernante fue derrotado. El Partido Conservador Progresista ganador desmanteló la política un año después de su elección.
En 1975, el gobierno liberal reaccionó a la crisis del petróleo de 1973 creando una compañía petrolera de propiedad federal, Petro-Canada . La corporación Crown se desarrolló originalmente para ser un "ojo puesto en la industria petrolera" durante un período de percepción de crisis energética . Inicialmente, sus activos consistían únicamente en la participación del gobierno federal en la empresa de arenas bituminosas Syncrude y en el explorador de petróleo del Ártico Panarctic Oils .
Sin embargo, el gobierno rápidamente lo amplió comprando los activos canadienses de compañías petroleras de propiedad extranjera, como Atlantic Richfield en 1976, Pacific Petroleums en 1979, Petrofina en 1981, los activos de refinación y comercialización de BP en 1983 y de Gulf Oil en 1985. .
La propiedad federal puso a Petro-Canada en conflicto con los gobiernos provinciales que tenían control sobre la producción de petróleo más grande y de menor costo del país. Se opusieron a la intrusión federal en su jurisdicción constitucional y trataron de bloquear las incursiones federales. Por ejemplo, cuando Petro-Canada intentó comprar Husky Oil en 1978, el gobierno de Alberta consiguió subrepticiamente el control de las acciones de Husky a través de Alberta Gas Trunk Line y bloqueó con éxito la adquisición. En 1979, Petro-Canada adquirió Westcoast Transmission Co. Ltd. y Pacific Petroleums Ltd., su empresa matriz, como una compañía petrolera totalmente integrada por el entonces precio de compra récord de 1.500 millones de dólares.
Petro-Canada sobreestimó el precio futuro del petróleo y, en consecuencia, pagó altos precios por los activos petroleros que adquirió, cuyo valor posteriormente cayó considerablemente. Su suposición de que se harían grandes descubrimientos de petróleo en el Ártico y frente a la costa atlántica resultó ser incorrecta. Desde entonces, Petro-Canada abandonó todos los pozos que Panarctic perforó, y los descubrimientos que hizo frente a la costa atlántica fueron menos, más costosos y su desarrollo llevó más tiempo de lo esperado. Hibernia no produjo petróleo hasta 1997 y Terra Nova hasta 2002. El gobierno también esperaba que Petro-Canada bajara lo que consideraba el alto precio de la gasolina para los consumidores, pero la producción de petróleo de Petro-Canada era más cara y sus refinerías de petróleo menos eficientes que los de las empresas multinacionales competidoras, y se encontró perdiendo dinero en todos los aspectos de la industria petrolera.
Cuando los conservadores reemplazaron a los liberales en el poder en 1984, comenzaron a revertir el proceso de nacionalización. En 1991, aprobaron una legislación que permitía la privatización y comenzaron a vender acciones al público. Los liberales regresaron al poder en 1993, pero habían perdido el interés en tener una compañía petrolera nacional y continuaron el proceso de privatización. En 1995, el gobierno federal redujo su participación al 20 por ciento y en 2004 vendió las acciones restantes. A Petro-Canada le ha ido mejor desde la privatización porque los aumentos del precio del petróleo desde 2003 hacen rentable su producción de alto costo, y la consolidación de sus operaciones de refinación en menos refinerías pero más grandes redujo sus costos posteriores incluso cuando los precios aumentaron.
El 23 de marzo de 2009, Petro-Canada y Suncor Energy anunciaron que se fusionarían para crear la mayor empresa petrolera de Canadá. En el momento del anuncio, la capitalización de mercado combinada de las dos corporaciones era de 43 mil millones de dólares. La organización fusionada operaría bajo el nombre de Suncor, pero utilizaría la marca Petro-Canada en sus operaciones minoristas. Las empresas estimaron que la fusión ahorraría 1.300 millones de dólares al año en costos de capital y operativos, y dijeron que la empresa más grande tendrá los recursos financieros para seguir adelante con los proyectos de arenas bituminosas más prometedores. [60]
Canadá tiene depósitos de arenas bituminosas mayores que el suministro total mundial de petróleo convencional, entre 270 mil millones de m 3 (1.700 mil millones de bbl) y 400 mil millones de m 3 (2.500 mil millones de bbl). [61] [62] De estos, 27,8 mil millones de m 3 (175 mil millones de barriles) son extraíbles a los precios actuales utilizando la tecnología actual, lo que hace que las reservas probadas de petróleo de Canadá sean superadas solo por Arabia Saudita. Los costos de producción son considerablemente más altos que en Medio Oriente , pero esto se compensa con el hecho de que los riesgos geológicos y políticos son mucho menores que en la mayoría de las principales áreas productoras de petróleo. Casi todas las arenas petrolíferas canadienses se encuentran en Alberta. Las arenas bituminosas de Athabasca son los únicos depósitos importantes de arenas bituminosas del mundo que son lo suficientemente poco profundos para la minería a cielo abierto.
La producción comercial comenzó en 1967, cuando Great Canadian Oil Sands (ahora Suncor ) inauguró la primera mina importante de arenas bituminosas del mundo. Syncrude abrió la segunda instalación importante en 1978. La tercera, de Shell Canadá , comenzó en 2003. Los aumentos del precio del petróleo de 2004 a 2007 hicieron que las arenas bituminosas fueran mucho más rentables, y en 2007 se habían construido nuevas minas y proyectos térmicos por valor de más de 100 mil millones de dólares. en construcción o en las mesas de dibujo. Royal Dutch Shell anunció que en 2006 sus operaciones de arenas bituminosas canadienses eran casi dos veces más rentables por barril que sus operaciones petroleras convencionales internacionales y, en julio de 2007, anunció que iniciaría una expansión masiva de sus plantas de arenas bituminosas por valor de 27.000 millones de dólares en Alberta.
El costo de producción en las arenas bituminosas, desde la arena bituminosa en bruto hasta el fraccionamiento en la alimentación de tuberías, fue de 18 dólares por barril; ahora [ ¿cuándo? ] con mejoras, está en el rango de 12 a 15 dólares. Aumentos rápidos de precios en los últimos años [ ¿cuándo? ] han contribuido en gran medida a la rentabilidad de una industria que tradicionalmente se ha centrado en reducir los costos operativos y continúa haciéndolo. Los economistas ambientales señalan que el enfoque en los costos operativos no aborda suficientemente las cuestiones ambientales - por ejemplo, "paisajes devastados, ríos saqueados, habitantes enfermos y química atmosférica alterada". [63]
Las operaciones con arenas bituminosas se diferencian del petróleo convencional en que la rentabilidad inicial es algo menor, pero los riesgos geológicos y políticos son bajos, las reservas son vastas y la vida útil esperada de la producción se extiende por generaciones en lugar de sólo unos pocos años. Los gobiernos tienen un incentivo para subsidiar los costos iniciales, ya que recuperarán sus subsidios iniciales de los ingresos fiscales durante un largo período de tiempo. Desde el punto de vista de los ingresos federales-provinciales, también difieren en que el gobierno federal recibirá una participación mayor y un mayor rendimiento de sus incentivos que los que recibiría del petróleo convencional, mientras que la participación provincial, aunque sustancial, será proporcionalmente menor. En consecuencia, ha tendido a haber muchos menos conflictos intergubernamentales y más acuerdos sobre cómo deberían manejarse estos proyectos.
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La industria del gas natural en Alberta, que se remonta a 1883, enfrentaba complejidades políticas a la hora de exportar gas en comparación con el petróleo. Históricamente, los canadienses consideraron el gas natural como un recurso crucial, debido a su importancia para la calefacción de espacios. A finales de la década de 1940, la Junta de Conservación de Alberta abordó las prácticas de producción despilfarradora y la Comisión Comedor apoyó la priorización de los habitantes de Alberta en el suministro de gas. Luego, Alberta aprobó la Ley de Conservación de Recursos de Gas, otorgando control sobre el gas y los permisos de exportación a la Junta de Conservación de Petróleo y Gas. El gobierno federal, en línea con el enfoque de Alberta, trató el gas natural como un recurso canadiense y reguló las exportaciones a través de la Ley de Tuberías de 1949. No fue hasta el Tratado de Libre Comercio entre Canadá y Estados Unidos en 1988 que el gas natural comenzó a comercializarse libremente entre los países. Estados Unidos y Canadá. En 2016, Alberta, el mayor productor de gas natural de Canadá, consumía la mayor cantidad de gas natural, atribuyendo el 40% a la generación de electricidad. [64]
El gobierno provincial ha declarado que "el gas natural es una solución climática", [65] en el marco de la iniciativa LiveSmart BC, los hornos y calentadores de agua a gas natural reciben reembolsos en efectivo, promoviendo así la quema de combustibles fósiles en la provincia. [66] La provincia afirma que una parte importante de la nueva producción de gas natural procederá de la cuenca del río Horn , donde se liberarán a la atmósfera unos 500 millones de toneladas de CO 2 . [67] [68] La producción de gas natural en Columbia Británica se triplicó entre 1990 y 2010. [69]
Las emisiones totales de petróleo y gas natural de BC en 2014 fueron de 50 millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente. [70] La ciudad de Vancouver publicó en 2015 un informe en el que se afirmaba que, en el caso de los edificios, el gas natural suministraba el 59% de todo el uso energético, mientras que la electricidad representaba el resto. [71] BC se ha comprometido a reducir los gases de efecto invernadero a un 33 por ciento por debajo de los niveles de 2007 para 2020, sin embargo, la provincia está muy lejos de ese objetivo, logrando solo una reducción del 6,5 por ciento a partir de 2015. [72] Aunque la nueva presa del Sitio C está Como se esperaba que tuviera un gran excedente de electricidad inicial, el antiguo gobierno liberal de la provincia propuso vender esta energía en lugar de utilizarla para reducir los 65 millones de m 3 (2,3 mil millones de pies cúbicos) por día de consumo de gas natural. [73] [74] [64]
El uso de la electricidad en Canadá comenzó con algunas instalaciones de prueba de luces de arco eléctrico en Montreal y Toronto en 1878 y 1879. Se instaló un sistema de iluminación de arco permanente en Toronto en 1881 y se utilizó para iluminar varias tiendas, incluida Eaton's . En Ottawa , se instalaron lámparas de arco en varias fábricas. En 1883 se instalaron luces de arco en las calles de Toronto, Montreal y Winnipeg , y en 1890 numerosas ciudades desde St. John's, Terranova y Labrador hasta Victoria, Columbia Británica, tenían iluminación de arco.
Las primeras instalaciones exitosas de los sistemas de iluminación incandescente de Thomas Edison comenzaron en Ontario y Quebec a partir de 1882. En 1886 se instaló una pequeña planta que suministraba luces incandescentes en los edificios del Parlamento en Ottawa. Estos sistemas de corriente continua (CC) podrían dar servicio solo en un radio de 800 metros (2600 pies) desde la planta de energía. Sin embargo, en 1888 se instaló la primera instalación permanente de un sistema de corriente alterna (CA) Westinghouse en Cornwall, Ontario .
La competencia entre CA y CC llegó a un punto crítico durante el desarrollo del potencial de las Cataratas del Niágara porque los sistemas de CA podían suministrar electricidad a distancias mucho más largas que los sistemas de CC. Esto era de enorme importancia para Canadá, que tenía numerosos emplazamientos hidroeléctricos potenciales en lugares remotos. En 1897 se construyó un sistema de transmisión desde el río Batiscan a 26 kilómetros (16 millas) hasta Trois-Rivières , Quebec . En 1901 se aprovecharon las cataratas Shawinigan y, en 1903, una línea eléctrica de 50.000 voltios transportaba electricidad desde allí hasta Montreal. [75]
En 1906, influenciada por Adam Beck , la Legislatura de Ontario creó la Comisión de Energía Hidroeléctrica (HEPC) para construir líneas de transmisión para suministrar a las empresas municipales la energía generada en las Cataratas del Niágara por empresas privadas. En 1910, la HEPC comenzó a construir líneas eléctricas de 110.000 voltios para suministrar electricidad a numerosos municipios del suroeste de Ontario. En 1922 comenzó a construir sus propias centrales generadoras y gradualmente se hizo cargo de la mayor parte de la generación de energía en Ontario. En 1926 firmó contratos a largo plazo para comprar electricidad a compañías eléctricas de Quebec, pero resultaron controvertidos cuando las disputas jurisdiccionales impidieron el desarrollo de los ríos San Lorenzo y Ottawa y la Gran Depresión redujo la demanda. Sin embargo, durante la Segunda Guerra Mundial demostraron ser una fuente de energía extremadamente importante para la producción de guerra.
Después de la Segunda Guerra Mundial, el desarrollo de la vía marítima de San Lorenzo en conjunto con las autoridades energéticas estadounidenses permitió el desarrollo del potencial del río San Lorenzo, y los acuerdos con Quebec permitieron a Ontario desarrollar sitios en la parte superior del río Ottawa. Sin embargo, la capacidad hidroeléctrica en Ontario era inadecuada para satisfacer la creciente demanda, por lo que a principios de la década de 1950 se construyeron centrales eléctricas de carbón cerca de Toronto y Windsor . En la década de 1960, Ontario recurrió a la energía nuclear . En 1962, HEPC y Atomic Energy of Canada Limited comenzaron a operar un demostrador de energía nuclear de 25 megavatios y en 1968 pusieron en servicio la estación de generación nuclear Douglas Point de 200 megavatios . A esta le siguieron la Central Nuclear Pickering en 1971, la Central Nuclear Bruce en 1977 y la Central Nuclear Darlington en 1989. En 1974, hacia el comienzo de esta expansión, la HEPC pasó a llamarse Ontario Hydro , que durante mucho tiempo había sido su nombre informal. [76] Finalmente, Pickering creció a ocho reactores nucleares de 540 MW, Bruce a ocho reactores de más de 900 MW y Darlington a cuatro unidades de 935 MW. [77]
En la década de 1990, la enorme deuda derivada de la construcción de centrales nucleares, combinada con una confiabilidad y una vida útil inferiores a las esperadas, se convirtió en una cuestión política. El gobierno de Ontario decidió abrir el mercado a la competencia. Mientras tanto, el cierre de muchos de los reactores nucleares de Ontario para su rehabilitación, combinado con el aumento de la demanda, dio lugar a un aumento sustancial de la generación de energía a partir de carbón, con el consiguiente aumento de los niveles de contaminación del aire. En 2003, un nuevo gobierno asumió el poder en Ontario y se comprometió a eliminar gradualmente el carbón como fuente de generación, dejando abierta la cuestión de cómo iba a satisfacer Ontario la demanda futura.
El gobierno de Quebec siguió el ejemplo de Ontario al nacionalizar su sector eléctrico, y en 1944 expropió los activos del monopolio Montreal Light, Heat and Power Company para crear una nueva corporación de la corona llamada Hydro-Québec . En la posguerra, Hydro-Québec se propuso ampliar y mejorar la fiabilidad de la red eléctrica y demostró que podía transmitir electricidad a largas distancias con tensiones extremadamente altas. Bajo Maurice Duplessis, el gobierno de Quebec prefirió dejar la electrificación de las zonas rurales a la Agencia de Electrificación Rural. Sin embargo, después de que Jean Lesage asumió el poder en 1960, Hydro-Québec obtuvo derechos exclusivos para desarrollar nuevos proyectos hidroeléctricos y en 1963 comenzó la adquisición gradual de Todos los distribuidores privados de la provincia. Impulsada por una demanda en rápido crecimiento, Hydro-Québec construyó tres grandes complejos hidroeléctricos en rápida sucesión: Manicouagan-Outardes en la orilla norte del río San Lorenzo y el Proyecto James Bay en el río La Grande . Esto, combinado con una demanda inferior a la proyectada, creó un excedente de electricidad en Quebec, por lo que en 1997, Hydro-Québec comenzó a comercializar electricidad al por mayor en los Estados Unidos. [78]
El desarrollo de la energía eléctrica en Columbia Británica comenzó con la instalación de luces eléctricas en Victoria en 1883. Creada en 1897, la BC Electric Company construyó la primera planta hidroeléctrica de BC cerca de Victoria al año siguiente y creó filiales para suministrar electricidad a Victoria y Vancouver . las dos ciudades más grandes de la provincia. BC Electric fue adquirida por Power Corporation, con sede en Montreal , en 1928. Antes y durante la Segunda Guerra Mundial, BC Electric suministraba energía principalmente a las principales ciudades de Vancouver y Victoria, dejando a otras regiones con un suministro irregular y poco confiable. En 1938, el gobierno de Columbia Británica creó la Comisión de Servicios Públicos de Columbia Británica , que limitó los márgenes de beneficio de BC Electric. En 1945, el gobierno provincial creó una corporación de la corona , la BC Power Commission (BCPC), para adquirir pequeñas empresas de servicios públicos y extender la electrificación a áreas rurales y aisladas. BCPC creció hasta abastecer a más de 200 pequeñas comunidades en toda la provincia.
Los gobiernos estadounidense y canadiense firmaron el Tratado del Río Columbia en 1961 y lo ratificaron en 1964, acordando compartir la energía de las represas hidroeléctricas en el río Columbia . Para permitir el desarrollo de importantes sitios hidroeléctricos en los ríos Columbia y Peace , el gobierno de Columbia Británica bajo el primer ministro WAC Bennett compró BC Electric en 1961 y al año siguiente la fusionó con BCPC para crear la Autoridad Hidroeléctrica y Eléctrica de Columbia Británica, comúnmente conocida como BC. Hidro . Durante los años 60 y 70, BC Hydro construyó algunos de los proyectos hidroeléctricos más grandes del mundo, en particular la presa WAC Bennett . Más del 80% de la electricidad de BC Hydro es producida por 61 represas en 43 ubicaciones en los ríos Columbia y Peace. Desde entonces los desarrollos de la empresa han sido mucho menores. Durante la década de 1980, BC Hydro cambió su enfoque de la construcción de nuevas plantas hidroeléctricas a la promoción de la conservación de energía . [79] [80] [81]
En 2010, la provincia promulgó la Ley de Energía Limpia, que la encamina hacia la autosuficiencia eléctrica y la conservación de la energía, al tiempo que abre la puerta a las exportaciones de energía, a mayores inversiones en energía limpia y renovable y al requisito de que el 93 por ciento de su electricidad debe provenir de de fuentes limpias o renovables. [82] Después de que la Comisión de Servicios Públicos de BC denegara la primera solicitud para construir la presa del Sitio C en 1983, BC Hydro comenzó a comprar energía a productores independientes que suministran el 20% del suministro de BC Hydro.
Con sus inicios en la década de 1890, el sistema eléctrico de Alberta evolucionó como una combinación de sistemas operados y de propiedad municipal y privada basados en generación a carbón complementada con algo de energía hidroeléctrica. La mayoría de los municipios importantes operaban sistemas de distribución de propiedad municipal.
En 2008, el sector eléctrico de Alberta era el que emitía más carbono de todas las provincias y territorios canadienses, con emisiones totales de 55,9 millones de toneladas de CO.
2equivalente en 2008, lo que representa el 47% de todas las emisiones canadienses en el sector de generación de electricidad y calor. [83]
El 19 de julio de 1911, se constituyó Canadian Western Natural Gas, Light, Heat, and Power Company Limited para suministrar gas natural desde cerca de Medicine Hat a otras comunidades en el sur de Alberta. También se proporcionó electricidad.
En 1954, International Utilities se convirtió en la propietaria corporativa de Canadian, Northwestern y Canadian Western Utilities. Canadian Utilities compró McMurray Light and Power Company Limited y Slave Lake Utilities. Northland Utilities Limited se añadió en 1961. A principios de la década de 1970, Canadian Utilities se convirtió en la empresa matriz de Canadian Western, Northwestern, Northland y Alberta Power Limited, que era la operación eléctrica de Canadian Utilities. [84]
El 23 de octubre de 1891, un grupo de empresarios obtiene un permiso de 10 años para construir Edmonton Electric Lighting and Power Company en las orillas del río North Saskatchewan. Edmonton Electrical Lighting and Power Company se convirtió en una empresa de electricidad de propiedad municipal en 1902, luego los departamentos de Distribución Eléctrica y Planta de Energía se combinaron para formar Edmonton Power en 1970. La capacidad de generación eléctrica también se amplió en 1970 con la construcción de la estación generadora Clover Bar alimentada con carbón. En los siguientes ocho años, se agregarán otras tres unidades, con lo que la capacidad de generación combinada de las estaciones generadoras de Clover bar y Rossdale ascenderá a 1050 megavatios en 1979. La expansión se produjo nuevamente en 1989 con la primera unidad Genesee funcionando a plena carga y en 1994 con una segunda unidad Genesee hasta una capacidad total de ambas unidades de 850 megavatios. La electricidad generada en Genesee estuvo disponible comercialmente a través de la Red Interconectada de Alberta a principios de la década de 1990. EPCOR se formó a partir de la fusión de las empresas municipales de energía y agua de Edmonton en 1996 y se convirtió en una empresa pública en 2006. Luego, EPCOR Utilities Inc. escindió su negocio de generación de energía para crear Capital Power Corporation en 2009. [85]
Este sistema eléctrico cambió en 1996, cuando Alberta comenzó a reestructurar su mercado eléctrico, pasando de la regulación tradicional a un sistema basado en el mercado . El mercado ahora incluye una gran cantidad de compradores y vendedores, y una infraestructura cada vez más diversa.
Los consumidores van desde compradores residenciales hasta grandes consumidores industriales que extraen arenas bituminosas, operan oleoductos y procesan productos forestales. Por el lado de la oferta, los generadores van desde parques eólicos al este de Crowsnest Pass hasta plantas de arenas bituminosas y otras instalaciones de procesamiento de petróleo que generan excedentes de electricidad comercializables para sus propias necesidades, hasta plantas alimentadas con carbón cerca de Edmonton. Debido a su menor altitud, temperaturas más frías, mayores suministros de agua para refrigeración y generación de vapor, y grandes suministros de carbón térmico cerca de la superficie, el centro de Alberta es termodinámicamente el mejor lugar de Alberta para generar electricidad alimentada por hidrocarburos. [86]
La diversidad del suministro eléctrico de Alberta ha aumentado sustancialmente en los últimos años. En gran medida debido a la desregulación, la provincia tiene más diversidad de tecnología, combustibles, ubicaciones, propiedad y mantenimiento que en el pasado y que el resto de Canadá. La confiabilidad del sistema, su estructura de costos y la exposición colectiva al riesgo de Alberta ahora se enfrentan con un sistema complejo basado en diversas fuentes de energía. Sin embargo, las líneas eléctricas sobrecargadas entre el norte de Alberta y el sur de la provincia están desperdiciando suficiente electricidad para abastecer a la mitad de la ciudad de Red Deer, Alberta . [86] [87]
Canadá es líder en el campo de la energía nuclear. La energía nuclear en Canadá es proporcionada por 19 reactores comerciales con una capacidad neta de 13,5 Gigavatios (GWe), que producen un total de 95,6 Teravatios-hora (TWh) de electricidad, que representaron el 16,6% de la generación total de energía eléctrica del país en 2015. Todos menos uno de estos reactores están ubicados en Ontario , donde produjeron el 61% de la electricidad de la provincia en 2016 (91,7 TWh). [88] Siete reactores más pequeños se utilizan para la investigación y para producir isótopos radiactivos para la medicina nuclear .
Los reactores nucleares canadienses son un tipo de reactor de agua pesada a presión (PHWR) de diseño autóctono, el reactor CANDU . Los reactores CANDU se han exportado a India , Pakistán , Argentina , Corea del Sur , Rumania y China .
La extracción de uranio en Canadá despegó y el depósito de Great Bear Lake proporcionó material para el Proyecto Manhattan . Hoy Cameco y Areva Resources Canada son los principales productores de uranio para energía nuclear. Cameco extrae el depósito de uranio de alta ley más grande del mundo en la mina del río McArthur en el norte de Saskatchewan .
ZEEP fue el primer reactor nuclear de Canadá construido en 1945. Canadá instaló su reactor de investigación NRX en Chalk River Laboratories en 1947. En 1962, el reactor NPD en Rolphton, Ontario, fue el primer prototipo de reactor de energía en Canadá. A partir de esto, la NRC y la AECL desarrollaron el reactor CANDU . El primer reactor de energía de producción de Ontario Hydro se construyó en Douglas Point en 1956. Luego se construyeron dieciocho reactores en las siguientes cuatro décadas en Ontario, Quebec y New Brunswick.
Canadá genera una parte importante de su electricidad a partir de represas hidroeléctricas, pero por lo demás tiene una generación limitada de energía renovable, aunque la energía eólica está creciendo rápidamente. El primer parque eólico comercial de Canadá se construyó en Alberta en 1993. Una planta mareomotriz de 20 megavatios se encuentra en Annapolis, Nueva Escocia , y utiliza las mareas diarias de la Bahía de Fundy .
El primer proyecto solar comercial se construyó en Stone Mills , Ontario, en 2009. Skypower Ltd utilizó más de 120.000 paneles solares fotovoltaicos de película delgada, para un total de 9,1 megavatios, creando energía solar limpia para 1.000 hogares al año.
Los políticos han estado dispuestos a subsidiar métodos renovables utilizando fondos de los contribuyentes para aumentar la cantidad y el porcentaje de la electricidad generada en Canadá.
Después de la crisis del petróleo de 1973, la conservación de energía se volvió práctica con automóviles más pequeños y casas aisladas. Se mejoraron los electrodomésticos para utilizar menos energía. En los últimos años, esto ha conducido con éxito a una reducción del uso de energía y de las emisiones de CO 2 . [89] [90]
Sin embargo, la adaptación de nuevas tecnologías en ingeniería civil también causó nuevos problemas, como el desastre del aislamiento de urea-formaldehído y la actual crisis de los condominios Leaky .
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