Hydro-Québec es una empresa de servicios públicos de propiedad estatal fundada en 1944 por el Gobierno de Quebec . La empresa se encarga de la generación , transmisión y distribución de electricidad en todo Quebec . Su sede central se encuentra en Montreal .
En los años posteriores a la Gran Depresión , se alzaron voces en Quebec pidiendo que el gobierno se hiciera cargo del negocio de la electricidad. Muchas de las críticas dirigidas al llamado "trust de la electricidad" se centraron en las altas tarifas y las ganancias excesivas. Inspirados por el ejemplo de Adam Beck , que había nacionalizado gran parte del sector eléctrico en Ontario en 1906 como la Comisión de Energía Hidroeléctrica de Ontario , los políticos locales , como Philippe Hamel y Télesphore-Damien Bouchard , abogaron firmemente por llevar a Quebec hacia un sistema similar. Poco después de ser elegido primer ministro de Quebec en 1939 , Adélard Godbout se entusiasmó con el concepto de una empresa de servicios públicos de propiedad estatal . Godbout estaba indignado por el sistema eléctrico ineficiente dominado por intereses económicos anglocanadienses y la colusión entre Montreal Light, Heat & Power (MLH&P) y Shawinigan Water & Power Company , las dos principales empresas involucradas. En un momento dado, incluso calificó el duopolio de "dictadura económica, corrupta y perversa". [1]
En el otoño de 1943, el gobierno de Godbout presentó un proyecto de ley para tomar el control de MLH&P, la empresa que operaba la distribución de gas y electricidad en Montreal y sus alrededores , la ciudad más grande de Quebec. El 14 de abril de 1944, la Asamblea Legislativa de Quebec aprobó el proyecto de ley 17, que creaba una empresa comercial de propiedad pública, la Comisión Hidroeléctrica de Quebec , comúnmente conocida como Hydro-Québec . La ley otorgó a la nueva corporación de la Corona un monopolio de distribución de electricidad y gas en el área de Montreal y ordenó a Hydro-Québec servir a sus clientes "a las tarifas más bajas compatibles con una gestión financiera sólida", restaurar la red eléctrica deficiente y acelerar la electrificación rural en áreas sin servicio eléctrico o con un servicio eléctrico limitado. [1] [2]
MLH&P fue adquirida al día siguiente, el 15 de abril de 1944. La nueva dirección se dio cuenta rápidamente de que necesitaría aumentar rápidamente la capacidad de generación de 600 megavatios de la empresa en los próximos años para satisfacer la creciente demanda. En 1948, Hydro-Québec había iniciado la expansión de la central eléctrica de Beauharnois. [3] Luego puso sus ojos en Bersimis cerca de Forestville , en la costa norte del río San Lorenzo , ubicada a 700 kilómetros (430 millas) al este de Montreal. Las centrales generadoras Bersimis-1 y Bersimis-2 se construyeron entre 1953 y 1959 y fueron ampliamente consideradas como un ensayo general para la incipiente empresa. También ofrecieron un adelanto de los grandes desarrollos que ocurrieron durante las siguientes tres décadas en el norte de Quebec. [4]
Otros proyectos de construcción iniciados en la era de Maurice Duplessis incluyeron una segunda modernización del proyecto Beauharnois y la construcción de la central eléctrica Carillon en el río Ottawa . [2] Entre 1944 y 1962, la capacidad instalada de Hydro-Québec se multiplicó por seis, pasando de 616 a 3.661 megavatios. [5]
El inicio de la Revolución Tranquila en 1960 no detuvo la construcción de nuevas represas. Por el contrario, dio un nuevo impulso al desarrollo de la empresa bajo la tutela de un joven y enérgico ministro de Recursos Hidráulicos. René Lévesque , un ex reportero de televisión de 38 años y una auténtica estrella del nuevo gobierno de Lesage , fue nombrado para la cartera de Hydro-Québec como parte del "equipo del tonnerre" del primer ministro liberal . Lévesque aprobó rápidamente la continuación de las obras en curso y formó un equipo para nacionalizar las 11 empresas privadas restantes que aún controlaban una parte sustancial del negocio de generación y distribución de electricidad en Quebec.
El 12 de febrero de 1962, Lévesque inició su campaña pública a favor de la nacionalización. En un discurso ante la Asociación de la Industria Eléctrica de Quebec, calificó sin rodeos todo el negocio eléctrico de "un desastre increíblemente costoso" . [6] Luego, el ministro recorrió la provincia para tranquilizar a la población y refutar los argumentos de la Shawinigan Water & Power Company, el principal oponente de la adquisición propuesta. [2] El 4 y 5 de septiembre de 1962, Lévesque finalmente convenció a sus colegas liberales del gabinete para que siguieran adelante con el plan durante un retiro de trabajo en un campamento de pesca al norte de la ciudad de Quebec . El tema encabezó la agenda liberal durante una elección anticipada convocada dos años antes, y el tema elegido, "Maîtres chez nous" (en español: "Maestros en nuestras propias casas"), tenía un fuerte trasfondo nacionalista . [7]
El gobierno de Lesage fue reelegido el 14 de noviembre de 1962 y Lévesque siguió adelante con el plan. El viernes 28 de diciembre de 1962, a las 18 horas, Hydro-Québec lanzó una OPA hostil , ofreciendo comprar la totalidad de las acciones de 11 empresas a un precio fijo, ligeramente superior al valor de mercado : Shawinigan Water & Power, Quebec Power, Southern Canada Power, Saint-Maurice Power, Gatineau Power, la Compagnie de pouvoir du Bas-Saint-Laurent, Saguenay Power, Northern Quebec Power, la Compagnie électrique de Mont-Laurier, la Compagnie électrique de Ferme-Neuve y La Sarre Power. Después de cubrirse las espaldas durante unas semanas, la dirección de las empresas aconsejó a sus accionistas que aceptaran la oferta gubernamental de 604 millones de dólares canadienses. [8] Además de comprar las 11 empresas, la mayoría de las cooperativas eléctricas y las empresas de servicios públicos de propiedad municipal también fueron adquiridas y fusionadas con las operaciones existentes de Hydro-Québec, que se convirtió en la empresa eléctrica más grande de Quebec el 1 de mayo de 1963. [2]
En 1962, el gobierno de Estados Unidos prestó a Quebec 300 millones de dólares, que se utilizaron para adquirir compañías eléctricas independientes. [9]
En 1964, la provincia de Columbia Británica otorgó a la provincia de Quebec un préstamo de 100 millones de dólares, de los cuales 60 millones se destinaron a Hydro-Québec. El préstamo generó controversia en la legislatura de Quebec. [9]
Tras la nacionalización de 1963, Hydro-Québec tuvo que hacer frente a tres problemas simultáneamente: primero, tuvo que reorganizarse para integrar sin problemas las nuevas filiales en la estructura existente, al mismo tiempo que normalizaba decenas de redes en diversos estados de deterioro y modernizaba grandes partes del sistema de Abitibi de 25 a 60 Hz. [2] [10]
Todo esto tuvo que hacerse mientras se estaba construyendo el Complejo Manic-Outardes en la Costa Norte. En 1959, miles de trabajadores estaban construyendo siete nuevas centrales hidroeléctricas, incluida la presa Daniel-Johnson de 1.314 metros (4.311 pies) de ancho , la más grande de su tipo en el mundo. La construcción en los ríos Manicouagan y Outardes se completó en 1978 con la inauguración de la central generadora Outardes-2.
Estos grandes proyectos plantearon un nuevo problema que ocupó a los ingenieros de la empresa durante algunos años: la transmisión de las grandes cantidades de energía producidas por las centrales generadoras situadas a cientos de kilómetros de los centros urbanos del sur de Quebec de manera económica. Un joven ingeniero llamado Jean-Jacques Archambault elaboró un plan para construir líneas eléctricas de 735 kV, un voltaje mucho más alto que el que se utilizaba en ese momento. Archambault persistió y logró convencer a sus colegas y a los principales proveedores de equipos de la viabilidad de su plan. La primera línea eléctrica de 735 kV se puso en servicio comercial el 29 de noviembre de 1965. [11] [12]
Cuando compró la Shawinigan Water & Power Company, Hydro-Québec adquirió una participación del 20% de una instalación hidroeléctrica planificada en Hamilton Falls [nota 1] en Labrador , un proyecto dirigido por un consorcio de bancos e industriales, la British Newfoundland Corporation Limited (Brinco). Después de años de duras negociaciones, las partes llegaron a un acuerdo el 12 de mayo de 1969 para financiar la construcción de la planta de energía. El acuerdo comprometía a Hydro-Québec a comprar la mayor parte de la producción de la planta a un cuarto de centavo por kilovatio-hora durante 65 años, y a firmar un acuerdo de reparto de riesgos. Hydro-Québec cubriría parte del riesgo de interés y compraría parte de la deuda de Brinco, a cambio de una participación del 34,2% en la empresa propietaria de la planta, la Churchill Falls (Labrador) Corporation Limited . [13] La central generadora de 5.428 megavatios de Churchill Falls entregó sus primeros kilovatios el 6 de diciembre de 1971. [14] Sus 11 turbinas estaban en pleno funcionamiento en junio de 1974.
Tras la crisis del petróleo de 1973 , el gobierno de Terranova , descontento con los términos del acuerdo, compró todas las acciones de la empresa Churchill Falls que no estaban en poder de Hydro-Québec. El gobierno de Terranova pidió entonces reabrir el contrato, demanda que Hydro-Québec rechazó. Tras una prolongada batalla legal entre las dos provincias vecinas, la validez del contrato fue confirmada dos veces por la Corte Suprema de Canadá , en 1984 y 1988. [15] [16]
A finales de los años 1960 y principios de los años 1970, Hydro-Québec consideró brevemente la posibilidad de construir centrales nucleares para satisfacer las necesidades energéticas de Quebec. La empresa se asoció con Atomic Energy of Canada Limited (AECL) para construir dos reactores nucleares CANDU en Bécancour , en la orilla sur del río San Lorenzo , frente a Trois-Rivières , las centrales nucleares de Gentilly .
El primer reactor, Gentilly-1, fue una unidad CANDU- BWR de 266 megavatios , construida entre 1966 y 1970. A excepción de dos breves períodos, que se extendieron a lo largo de 183 días en 1972, la planta nunca entró en operación comercial. En 1980, la planta fue desmantelada por AECL, que aún es propietaria de la misma. [18]
La segunda planta, Gentilly-2, es una unidad CANDU-PHW de 675 megavatios puesta en servicio en 1983, después de un período de construcción de 10 años. [18] El 19 de agosto de 2008, después de varios años de estudios, el gobierno de Quebec e Hydro-Québec anunciaron su decisión de seguir adelante con la renovación de Gentilly-2 en 2011 y 2012 a un costo de 1.900 millones de dólares canadienses. El proyecto debía extender la vida útil de la planta hasta 2035. [19] Sin embargo, el 3 de octubre de 2012, el gobierno de Quebec anunció que aceptaría la recomendación de Hydro-Québec de cerrar Gentilly-2. El costo de cerrar la planta se estimó en 2.000 millones de dólares, mientras que la estimación para el costo de una renovación había aumentado a 4.300 millones de dólares. [20] La planta se cerró el 28 de diciembre de 2012. [21]
Casi un año después de su elección en abril de 1970 , el primer ministro de Quebec, Robert Bourassa, lanzó un proyecto que esperaba que lo ayudara a cumplir su promesa de campaña de crear 100.000 nuevos puestos de trabajo. El 30 de abril de 1971, frente a una reunión de partidarios liberales leales , anunció planes para la construcción de un complejo hidroeléctrico de 10.000 megavatios en el área de la bahía de James . Después de evaluar tres posibles opciones, Hydro-Québec y el gobierno optaron por construir tres nuevas represas en el río La Grande , llamadas LG-2 , LG-3 y LG-4 .
Además de los desafíos técnicos y logísticos que planteaba un proyecto de obras públicas de esta envergadura en un entorno hostil y remoto, el responsable, Robert A. Boyd , presidente de la Société d'énergie de la Baie James , tuvo que hacer frente a la oposición de los 5.000 residentes cree de la zona, que tenían serias preocupaciones sobre el impacto del proyecto en su estilo de vida tradicional. En noviembre de 1973, los crees obtuvieron una orden judicial preliminar que detuvo temporalmente la construcción de la infraestructura básica necesaria para construir las presas, lo que obligó al gobierno de Bourassa a negociar con ellos. [23]
Después de un año de difíciles negociaciones, los gobiernos de Quebec y Canadá , Hydro-Québec, la Société d'énergie de la Baie James y el Gran Consejo de los Crees firmaron el 11 de noviembre de 1975 el Acuerdo de la Bahía James y el Norte de Quebec. El acuerdo otorgaba a los Crees una compensación financiera y la gestión de los servicios de salud y educación en sus comunidades a cambio de la continuación del proyecto.
Entre 14.000 y 18.000 trabajadores trabajaron en las distintas obras de James Bay durante el período comprendido entre 1977 y 1981. [24] La central eléctrica LG-2, inaugurada el 27 de octubre de 1979, es una central eléctrica subterránea con una capacidad máxima de 5.616 megavatios y es la más potente de su tipo en el mundo. La central, la presa y el embalse asociado fueron rebautizados en honor al primer ministro Bourassa unas semanas después de su muerte en 1996. [25] La construcción de la primera fase del proyecto se completó con la puesta en servicio de la LG-3 en junio de 1982 y de la LG-4 en 1984. [26] [27] Una segunda fase del proyecto se construyó entre 1987 y 1996, añadiendo cinco centrales eléctricas más al complejo.
Después de dos décadas consecutivas de crecimiento sostenido, los años 1980 y 1990 fueron mucho más difíciles para Hydro-Québec, especialmente en el frente ambiental. Un nuevo desarrollo hidroeléctrico y la construcción de una línea de alto voltaje de corriente continua para exportar energía a Nueva Inglaterra enfrentaron una fuerte oposición de los Crees, así como de grupos ambientalistas de los Estados Unidos y Canadá .
Para exportar energía del proyecto de la bahía de James a Nueva Inglaterra, Hydro-Québec planeó la construcción de una línea de corriente continua de 1200 kilómetros (750 millas) de longitud , con una capacidad de 2000 megavatios, la llamada "Réseau multiterminal à courant continu" (en español: Red multiterminal de corriente continua ). Los trabajos de construcción de la línea se realizaron sin problemas, excepto en el lugar donde la línea eléctrica tenía que cruzar el río San Lorenzo , entre Grondines y Lotbinière . [28]
Ante la fuerte oposición de los habitantes locales a otras opciones, Hydro-Québec construyó un túnel de 4 kilómetros (2,5 millas) bajo el río, con un costo de 144 millones de dólares canadienses [29] , lo que retrasó la finalización del proyecto dos años y medio. La línea finalmente entró en servicio el 1 de noviembre de 1992. [28] [30]
Hydro-Québec y el gobierno de Bourassa tuvieron muchas más dificultades para sortear el siguiente obstáculo en el norte de Quebec. Robert Bourassa fue reelegido a fines de 1985 después de un paréntesis de nueve años. Poco después de asumir el cargo, anunció otro proyecto hidroeléctrico en la zona de la bahía de James. El Proyecto Gran Ballena, de 12.600 millones de dólares canadienses , implicó la construcción de tres nuevas centrales generadoras con una capacidad combinada de 3.160 megavatios. Se suponía que produciría 16,3 teravatios-hora de energía cada año cuando se completó en 1998-1999. [31]
El plan provocó controversia de inmediato. Como ya lo habían hecho en 1973, el pueblo Cree se opuso al proyecto y presentó demandas contra Hydro-Québec en Quebec y Canadá para impedir su construcción, y también tomó medidas en muchos estados de Estados Unidos para impedir la venta de electricidad en esos estados. [32] [33]
Los Crees lograron que el gobierno federal canadiense estableciera un proceso paralelo de evaluación ambiental para retrasar la construcción. Los líderes Cree también obtuvieron el apoyo de grupos ambientalistas con sede en Estados Unidos y lanzaron una campaña de relaciones públicas en Estados Unidos y Europa , atacando el Proyecto Gran Ballena, Hydro-Québec y Quebec en general . Lanzada en los meses posteriores al fracaso del Acuerdo del Lago Meech y la Crisis de Oka , la campaña impulsó a una coalición de grupos ambientalistas con sede en Quebec a desvincularse de la campaña Cree. [34] [35]
Sin embargo, la campaña Cree tuvo éxito en el estado de Nueva York , donde la Autoridad de Energía de Nueva York canceló un contrato de energía de US$5 mil millones firmado con Hydro-Québec en 1990. [36] Dos meses después de las elecciones generales de 1994 , el nuevo primer ministro, Jacques Parizeau , anunció la suspensión del Proyecto Gran Ballena, declarándolo innecesario para satisfacer las necesidades energéticas de Quebec. [37]
La moratoria sobre nuevos proyectos hidroeléctricos en el norte de Quebec tras la cancelación de la Gran Ballena obligó a la dirección de la empresa a desarrollar nuevas fuentes de electricidad para satisfacer la creciente demanda. En septiembre de 2001, Hydro-Québec anunció su intención de construir una nueva planta de turbinas de gas de ciclo combinado (la planta Centrale du Suroît ) en Beauharnois , al suroeste de Montreal, subrayando la necesidad apremiante de asegurar un suministro eléctrico adicional para mitigar cualquier déficit en el ciclo del agua de sus embalses . [38] La justificación de Hydro también hizo hincapié en la relación coste-eficacia de la planta y el hecho de que podría construirse en un plazo de dos años. [39]
El anuncio se produjo en un mal momento, ya que se llamó la atención sobre la ratificación por parte de Canadá del Protocolo de Kioto . Con niveles de emisiones estimados en 2,25 Mt de dióxido de carbono por año, la planta de Suroît habría aumentado las emisiones de CO2 de la provincia en casi un 3%. [39] Ante el clamor público (una encuesta realizada en enero de 2004 reveló que dos de cada tres quebequenses se oponían a la planta [39] ), el gobierno de Jean Charest abandonó el proyecto en noviembre de 2004. [40]
Durante el mismo período, Hydro-Québec tuvo que hacer frente a tres importantes interrupciones en su sistema de transmisión eléctrica, causadas principalmente por desastres naturales. Los incidentes pusieron de relieve una debilidad importante del sistema de Hydro: las grandes distancias entre las instalaciones de generación y los principales mercados del sur de Quebec. [41]
El 18 de abril de 1988 a las 2:05 am, todo Quebec y partes de Nueva Inglaterra y Nuevo Brunswick se quedaron sin energía debido a una falla en el equipo en una subestación crítica en North Shore , entre Churchill Falls y el área de Manicouagan. [42] El apagón , que duró hasta 8 horas en algunas áreas, fue causado por depósitos de hielo en el equipo del transformador en la subestación Arnaud. [43]
Menos de un año después, el 13 de marzo de 1989 a las 2:44 am, una gran tormenta geomagnética provocó variaciones en el campo magnético de la Tierra , lo que hizo que se dispararan los disyuntores de la red de transmisión. La red de James Bay se desconectó en menos de 90 segundos, lo que provocó que Quebec sufriera su segundo apagón en 11 meses. [44] El corte de energía duró 9 horas, [45] y obligó a Hydro-Québec a implementar un programa para reducir los riesgos asociados con las corrientes inducidas geomagnéticamente . [46]
En enero de 1998, cinco días consecutivos de lluvia helada intensa provocaron el mayor corte de energía en la historia de Hydro-Québec. El peso del hielo derrumbó 600 kilómetros de líneas eléctricas de alta tensión y más de 3.000 kilómetros de líneas de distribución de media y baja tensión en el sur de Quebec. Hasta 1,4 millones de clientes de Hydro-Québec se vieron obligados a vivir sin electricidad durante hasta cinco semanas. [47]
Una parte de la región de Montérégie , al sur de Montreal, fue la zona más afectada y los medios de comunicación y la población la denominaron el Triángulo de las Tinieblas (en francés: Triangle noir ). La acumulación de hielo superó los 100 milímetros (4 pulgadas) en algunos lugares. [48] Los clientes de la isla de Montreal y de la región de Outaouais también se vieron afectados por el corte de energía, lo que provocó importantes preocupaciones ya que muchos hogares de Quebec utilizan electricidad para calefacción.
Hydro-Québec movilizó inmediatamente a todas las cuadrillas, incluidos los jubilados, y solicitó la ayuda de las cuadrillas de servicios públicos del este de Canadá y del noreste de los Estados Unidos. El ejército canadiense también participó en la restauración del suministro eléctrico. Más de 10.000 trabajadores tuvieron que reconstruir una parte importante de la red, una torre a la vez. [49] En el punto álgido de la crisis, el 9 de enero de 1998, la isla de Montreal estaba alimentada por una sola línea eléctrica. La situación era tan grave que el gobierno de Quebec recurrió temporalmente a apagones rotativos en el centro de Montreal para mantener el suministro de agua potable de la ciudad. [49]
El servicio eléctrico se restableció por completo el 7 de febrero de 1998, 34 días después. La tormenta le costó a Hydro-Québec 725 millones de dólares canadienses en 1998 [47] y en la década siguiente se invirtieron más de 1.000 millones de dólares canadienses para reforzar la red eléctrica contra eventos similares. [50] Sin embargo, parte de la operación necesaria para cerrar el circuito de 735 kV alrededor de Montreal se aprobó en el punto álgido de la crisis sin una evaluación previa del impacto ambiental y pronto se topó con la oposición de los residentes de la zona de Val Saint-François en los cantones orientales . Los opositores acudieron a los tribunales para anular la Ordenanza del Consejo que autorizaba la línea eléctrica. [51]
Las obras de construcción se reanudaron después de que la Asamblea Nacional aprobara una ley [52] que aprobaba retroactivamente el trabajo realizado inmediatamente después de la tormenta de hielo, pero también exigía audiencias públicas sobre los proyectos restantes. [51] La construcción de la línea de alta tensión Hertel-Des Cantons fue aprobada debidamente en julio de 2002 y se puso en servicio un año después. [53]
Tras una pausa en la década de 1990, Hydro-Québec reanudó sus actividades de construcción a principios del siglo XXI. Entre los proyectos recientes figuran la central de Sainte-Marguerite-3 (SM-3) en 2004 (884 megavatios); Toulnustouc en 2005 (526 megavatios); Eastmain-1 en 2007 (480 megavatios); [54] Peribonka (385 megavatios) [55] y Mercier en 2008 (50,5 megavatios), Rapides-des-Cœurs (76 megavatios) y Chute-Allard (62 megavatios) en 2009. [56]
El 7 de febrero de 2002, el primer ministro Bernard Landry y Ted Moses , jefe del Gran Consejo de los Cree , firmaron un acuerdo que permitía la construcción de nuevos proyectos hidroeléctricos en el norte de Quebec. El acuerdo Paix des Braves aclaró algunas disposiciones del Acuerdo de la Bahía James y el Norte de Quebec , otorgó una compensación de 4.500 millones de dólares canadienses a la Nación Cree que se pagaría en un período de 50 años, estableció un régimen especial para la vida silvestre y la silvicultura, y dio garantías de que las empresas y los trabajadores Cree obtendrían una parte de los beneficios económicos derivados de futuros proyectos de construcción en la zona. [57]
A cambio, la nación Cree aceptó no impugnar nuevos proyectos de construcción en la zona, como la central generadora Eastmain-1 —autorizada por el gobierno en marzo de 1993 [58] —y la desviación parcial del río Rupert hacia el embalse Robert-Bourassa , sujeto a una serie de disposiciones relativas a la protección del medio ambiente natural y social. [59]
La construcción de la primera planta de 480 megavatios comenzó en la primavera de 2002 con una carretera que une el sitio del proyecto con la subestación de Nemiscau a 80 kilómetros de distancia. Además de la planta, construida en la orilla izquierda del río Eastmain , el proyecto requirió la construcción de una presa de 890 metros de ancho y 70 metros de alto, 33 presas más pequeñas y un aliviadero. Las tres unidades generadoras de Eastmain-1 entraron en servicio en la primavera de 2007. La planta tiene una producción anual de 2,7 teravatios-hora. [60]
Estos proyectos forman parte de la estrategia energética de Quebec 2006-2015. El documento preveía el desarrollo de 4.500 megavatios de nueva generación hidroeléctrica, incluido el desarrollo del complejo del río Romaine de 1.550 MW , en construcción desde mayo de 2009, [61] la integración de 4.000 megavatios de energía eólica , el aumento de las exportaciones de electricidad y la implementación de nuevos programas de eficiencia energética . [62]
El 29 de octubre de 2009, los primeros ministros de Nuevo Brunswick , Shawn Graham , y de Quebec, Jean Charest , firmaron un controvertido [63] memorando de entendimiento [64] para transferir la mayoría de los activos de NB Power a Hydro-Québec. El acuerdo de 4.750 millones de dólares canadienses habría transferido la mayoría de los activos de generación, transmisión y distribución de la corporación de la Corona de Nuevo Brunswick a una subsidiaria de la empresa de servicios públicos de Quebec, incluida la central nuclear de Point Lepreau y siete plantas hidroeléctricas , pero excluiría tres centrales térmicas en Dalhousie, Belledune y Coleson Cove. El acuerdo también incluía disposiciones para reducir las tarifas de energía industrial a los niveles ofrecidos por Hydro-Québec a clientes similares y una congelación de tarifas de cinco años en las tarifas residenciales y comerciales. El controvertido plan estaba sujeto a revisión y aprobación por parte de la Asamblea Legislativa de Nuevo Brunswick . [65]
Hydro-Québec pagaría 750 millones de dólares canadienses de su flujo de caja y emitiría 4.000 millones de dólares canadienses en bonos . El director general , Thierry Vandal, afirmó que el acuerdo permitiría a Hydro-Québec duplicar sus ventas a los Estados Unidos en 2011, [66] pero algunos, como la presidenta de la Asociación de Generadores de Energía de Nueva Inglaterra, Angela O'Connor, temían que pudiera estar obstaculizando a los competidores canadienses que querían exportar energía a Nueva Inglaterra. [67] Sin embargo, estas preocupaciones eran infundadas, respondió Jean-Thomas Bernard, presidente de Economía de la Electricidad en la Universidad Laval , en la ciudad de Quebec , ya que las políticas no discriminatorias establecidas por la Comisión Federal Reguladora de Energía de los Estados Unidos garantizaban el acceso abierto a la red eléctrica de América del Norte. "Dado que Hydro-Québec ya es un importante exportador a los Estados Unidos, no harían nada que pusiera en peligro los acuerdos". [68] Pierre-Marcel Desjardins, economista de la Universidad de Moncton , afirmó que en este momento la red está llena, por lo que Hydro-Québec podría frenar el desarrollo de nuevas líneas de transmisión, pero podría ser más difícil desarrollar transmisión adicional para nuevos proyectos de energía. [69] Vandal de Hydro-Québec responde a esta crítica declarando la intención de su empresa de invertir en capacidad de transmisión adicional a Nueva Inglaterra. [70]
Dos semanas después del anuncio de Nuevo Brunswick, Charest anunció el inicio de conversaciones formales con el gobierno de la Isla del Príncipe Eduardo , el 13 de noviembre de 2009. Las conversaciones entre las dos provincias podrían conducir a un contrato de suministro a largo plazo con Hydro-Québec, la venta de Maritime Electric , el principal distribuidor eléctrico de la provincia propiedad de Fortis Inc. , y la construcción de una línea de transmisión submarina que una a PEI y las Islas Magdalen . [71]
Después de dos meses de controversias, los representantes de Nuevo Brunswick y Quebec firmaron un segundo acuerdo, reduciendo el alcance de la venta. El 18 de enero de 2010, tanto el Globe and Mail como Radio-Canada informaron que la venta involucraría la planta de energía hidroeléctrica y nuclear, [72] [73] que sería comprada por Hydro-Québec por 3.400 millones de dólares canadienses. El gobierno de Nuevo Brunswick seguiría siendo propietario de las divisiones de transmisión y distribución y NB Power firmaría un acuerdo de compra de energía a largo plazo con Hydro-Québec. El PPA permitiría a NB Power entregar la congelación de tarifas para los clientes residenciales y generales. Sin embargo, la reducción de las tarifas industriales sería menor que en el MOU original. [74]
El 24 de marzo de 2010, el primer ministro Graham anunció que el acuerdo había fracasado debido a la preocupación de Hydro-Québec por los riesgos y costos imprevistos de algunos aspectos como la seguridad de la presa y los niveles de agua. [75]
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{{cite book}}: Mantenimiento de CS1: falta la ubicación del editor ( enlace ){{cite book}}: Mantenimiento de CS1: falta la ubicación del editor ( enlace )[ enlace muerto permanente ]{{cite book}}: Mantenimiento de CS1: falta la ubicación del editor ( enlace )No pueden simplemente detener el flujo de electricidad, pero podrían dificultarlo.
Las interconexiones de Nuevo Brunswick sumarán al menos otro 10 por ciento, o 500 megavatios, predice Vandal, aunque es probable que esa cifra aumente con la renovada inversión en redes de transmisión.
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