El sector de la electricidad en Canadá ha jugado un papel importante en la vida económica y política del país desde finales del siglo XIX. El sector está organizado en líneas provinciales y territoriales. En la mayoría de las provincias, los grandes servicios públicos integrados de propiedad estatal desempeñan un papel de liderazgo en la generación , transmisión y distribución de electricidad. Ontario y Alberta han creado mercados de electricidad en la última década [ ¿cuál? ] con el fin de aumentar la inversión y la competencia en este sector de la economía. [2]
- Carbón: 7 (7,0%)
- Gas natural, petróleo y otros: 11 (11,0%)
- Nuclear: 15 (15,0%)
- Hidráulico: 60 (60,0%)
- Renovables no hidroeléctricas: 7 (7,0%)
La hidroelectricidad representó el 60% de toda la generación eléctrica en Canadá en 2018, [3] lo que convierte a Canadá en el tercer productor mundial de energía hidroeléctrica después de China y Brasil. [4] Desde 1960, los grandes proyectos hidroeléctricos, especialmente en Quebec , Columbia Británica , Manitoba y Terranova y Labrador , han aumentado significativamente la capacidad de generación del país.
La segunda fuente de energía más grande (15% del total) es la energía nuclear , con varias plantas en Ontario que generan más de la mitad de la electricidad de esa provincia, y un generador en New Brunswick . Esto convierte a Canadá en el sexto productor mundial de electricidad generada por energía nuclear, con 95 TWh en 2017. [5]
Los combustibles fósiles generan el 18% de la electricidad canadiense, aproximadamente la mitad del carbón (7% del total) y el resto una mezcla de gas natural y petróleo. Solo cuatro provincias utilizan carbón para la generación de electricidad. Alberta, Saskatchewan, New Brunswick y Nueva Escocia dependen del carbón para menos de la mitad de su generación, mientras que otras provincias y territorios no queman nada para obtener electricidad. Alberta y Saskatchewan también utilizan una cantidad sustancial de gas natural. Las comunidades remotas que incluyen todo Nunavut y gran parte de los Territorios del Noroeste producen la mayor parte de su electricidad a partir de generadores diesel , a un alto costo económico y ambiental. El gobierno federal ha puesto en marcha iniciativas para reducir la dependencia de la electricidad a diésel. [6] Sin embargo, en 2018, el NWT generó el 70% de su electricidad a partir de represas hidroeléctricas y el 4% a partir del viento. [7] En Nunavut, la energía solar genera una pequeña cantidad de electricidad a través de pequeñas instalaciones y proyectos. [8]
Las energías renovables no hidroeléctricas son una parte del total de rápido crecimiento, con un 7% en 2016. En particular, la Isla del Príncipe Eduardo genera casi toda su electricidad a través de la energía eólica .
Canadá tiene un comercio de electricidad sustancial con el vecino Estados Unidos que asciende a 72 TWh de exportaciones y 10 TWh de importaciones en 2017.
Los hogares, oficinas y fábricas canadienses son grandes consumidores de electricidad, o hidroeléctrica , como se le llama a menudo en muchas regiones de Canadá. [9] En 2007, el consumo de electricidad per cápita canadiense se encontraba entre los más altos del mundo, con un promedio anual de 17MWh. [10] En 2017, el consumo medio anual de electricidad per cápita en Canadá se redujo a 14,6 MWh. Quebec tuvo el consumo anual más alto con 21 MWh per cápita, mientras que Nunavut tuvo el menor, 6,1 MWh per cápita. [11] En 2018, la generación de electricidad representó el 9 por ciento de las emisiones de Canadá, una disminución del 32 por ciento con respecto a 1990. [12]
Historia
La electricidad ha sido importante para la economía y la política de Canadá desde finales del siglo XIX. En la década de 1890, tres empresas compitieron para desarrollar las Cataratas del Niágara canadienses. [13] Después de la Primera Guerra Mundial, se crearon las empresas de servicios públicos provinciales. Las empresas públicas se enfocaron en electrificación rural y desarrollo hidroeléctrico.
Organización
El sector de la electricidad en Canadá está organizado a lo largo de líneas provinciales y territoriales como parte de su jurisdicción sobre los recursos naturales. Todas las provincias y territorios han establecido juntas de servicios públicos y regulan las tarifas de transmisión y distribución.
El proceso de liberalización de la década de 1990 modificó algunos parámetros, como la separación de las funciones de generación, transmisión y distribución de las empresas eléctricas establecidas para fomentar un mercado mayorista competitivo [14] o, como en los casos de grandes exportadores como Quebec y Columbia Británica, para Cumplir con la Orden 888 de la Comisión Reguladora de Energía Federal y otras reglas del mercado de EE . UU . La mayoría de los gobiernos provinciales aún mantienen una fuerte participación financiera como operadores en los mercados eléctricos.
En la mayoría de las provincias y territorios, las empresas de servicios públicos son corporaciones de la Corona integradas verticalmente que operan como monopolios regulados . Este es, en general, el caso de New Brunswick , Quebec , Manitoba , Saskatchewan , Columbia Británica y Nunavut . Un segundo modelo involucra a una corporación de la Corona como un gran generador o en transmisión, junto con un distribuidor propiedad de inversionistas , como en Terranova y Labrador , Yukón , los Territorios del Noroeste y, en menor grado, la Isla del Príncipe Eduardo . Nueva Escocia ha otorgado un virtual monopolio a Nova Scotia Power , cuando desinvirtió sus inversiones en el sector en 1992. [15] Sin embargo, queda media docena de pequeñas distribuidoras eléctricas públicas: las Empresas de Electricidad Municipal de Nueva Escocia, que tienen derecho a comprar energía de otras partes o generar la suya propia. NS tiene un programa de tarifas de alimentación para alentar a los generadores más pequeños. [2]
Dos provincias, Ontario y Alberta , han desregulado su industria eléctrica en diferentes grados durante la última década. Ambas provincias operan mercados de electricidad , pero existen diferencias significativas entre los dos sistemas. El mercado de Ontario es un híbrido, con la Ontario Power Authority (ahora fusionada con la IESO) "contratando el suministro, la planificación del sistema integrado y los precios regulados para gran parte de la generación y carga de Ontario". [14] En Alberta, el negocio de la generación es competitivo, mientras que la transmisión y la distribución tienen tarifas reguladas. [14]
Varios municipios operan sistemas de distribución local . Algunos de ellos, como EPCOR en Edmonton , también son actores importantes en el negocio de generación de energía, bajo su nombre o mediante el control de empresas que cotizan en bolsa .
El gobierno federal , a través de la Junta Nacional de Energía , emite permisos para líneas eléctricas interprovinciales e internacionales . [16] La Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear tiene jurisdicción sobre la seguridad nuclear . [17] Ottawa y las provincias comparten jurisdicción sobre cuestiones ambientales como la contaminación del aire y las emisiones de gases de efecto invernadero . Además, los principales desarrollos hidroeléctricos desencadenan procesos de evaluación ambiental federal, [18] ya que el gobierno de Canadá tiene el poder de regular las vías fluviales y la pesca .
Las empresas de uso intensivo de energía, como la fundición de aluminio y las industrias de pulpa y papel , han realizado importantes inversiones a lo largo del tiempo en generación de energía. Una de esas empresas es Rio Tinto Alcan , que posee y opera 7 centrales hidroeléctricas en Quebec y Columbia Británica, con una capacidad instalada combinada de 3.300 MW. [19] [20]
En los últimos años, la desregulación parcial o total del negocio de generación mayorista ha creado una serie de productores de energía independientes , que construyen y operan plantas de energía y venden a largo plazo, a través de acuerdos de compra de energía , con plazos de hasta 35 años [21 ] - y en las transacciones del día y de la hora, cuando existan tales mercados.
Generacion
En 2013, Canadá generó 651,8 teravatios-hora (TWh), un aumento del 10% desde 2003. Aproximadamente 822 estaciones generadoras están esparcidas desde el Atlántico hasta el Pacífico, [22] para una capacidad nominal de 130.543 MW. [23] Las 100 centrales generadoras más grandes de Canadá tienen una capacidad combinada de 100.829 MW. En comparación, la capacidad instalada total de Canadá fue de 111.000 MW en 2000. [24]
En 2013, el principal tipo de generación de energía por parte de las empresas de servicios públicos en Canadá es la hidroelectricidad , con una participación del 60,1%. Nuclear (15,8%), gas natural (10,3%), carbón (10%), eólico (1,8%), fuel oil (1,2%), biocombustibles y residuos (0,8%), madera (0,4%) y solar ( 0,1%) siguen. Otras fuentes, como el coque de petróleo, constituyen el 0,5% restante. [25] [26] [27]
Sin embargo, estas cifras no tienen en cuenta la variedad de mezclas de generación provinciales. Los productores históricos de carbón, como Alberta (66,9%), Nueva Escocia (58,2%) y Saskatchewan (54,8%) han llegado a depender principalmente de las estaciones generadoras de carbón . En provincias ricas en energía hidroeléctrica, como Manitoba (99,5%), Quebec (97,2%), Terranova y Labrador (97,1%) y Columbia Británica (88,7%), la energía hidroeléctrica representa la mayor parte de toda la generación eléctrica.
En la provincia más poblada de Canadá, Ontario Hydro ha desarrollado 11,990 MW de capacidad nuclear entre 1966 y 1993, construyendo 20 reactores CANDU en 3 sitios: Pickering , Darlington y Bruce . New Brunswick y, por extensión, la Isla del Príncipe Eduardo, que compra el 96% de su energía a la provincia vecina, [28] tiene una mezcla diversificada, que incluye un reactor nuclear y represas hidroeléctricas. Sin embargo, la provincia depende de la costosa generación de fueloil . [29]
Las capacidades de generación eléctrica de las provincias y territorios de Canadá se desglosan a continuación. Los números se dan en megavatios (MW) y gigavatios-hora (GWh). Las tablas siguientes utilizan datos de 2010 de Statistics Canada .
Capacidad de la placa de identificación
Tipo | Canadá | NL | EDUCACIÓN FÍSICA | NS | nótese bien | Control de calidad | EN | MEGABYTE | SK | AB | antes de Cristo | YT | Nuevo Testamento | NU | |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
MW | |||||||||||||||
Hydro | 75,077 | 6.781 | 0 | 374 | 947 | 38,438 | 8.406 | 5.054 | 856 | 883 | 13,205 | 78 | 56 | 0 | |
Viento | 3.973 | 54 | 152 | 218 | 249 | 658 | 1,457 | 104 | 171 | 806 | 104 | 1 | 0 | 0 | |
De marea | 20 | 0 | 0 | 20 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Solar | 108 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 108 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Térmico | 51,365 | 584 | 117 | 2.006 | 2.849 | 3,018 | 25,516 | 501 | 3,159 | 11,107 | 2,291 | 33 | 127 | 54 | |
Vapor convencional | 25,491 | 490 | 67 | 1,686 | 2.068 | 959 | 9,101 | 250 | 2,173 | 7.780 | 897 | 0 | 0 | 0 | |
Nuclear | 12,665 | 0 | 0 | 0 | 0 [a] | 675 [b] | 11,990 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Turbina de combustión | 12,406 | 43 | 50 | 320 | 779 | 1,252 | 4.340 | 241 | 981 | 3,037 | 1,343 | 0 | 19 | 0 | |
Combustión interna | 803 | 51 | 0 | 0 | 3 | 131 | 85 | 10 | 5 | 271 | 51 | 33 | 107 | 54 | |
Capacidad total instalada | 130,543 | 7.419 | 269 | 2.618 | 4.045 | 42,115 | 35,487 | 5.659 | 4.186 | 12,796 | 15,600 | 112 | 183 | 54 |
Tipo | Canadá | NL | EDUCACIÓN FÍSICA | NS | nótese bien | Control de calidad | EN | MEGABYTE | SK | AB | antes de Cristo | YT | Nuevo Testamento | NU | |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
MW | |||||||||||||||
Hydro | 79,232 | 6.759 | 0 | 371 | 952 | 40,159 | 8.991 | 5.402 | 867 | 942 | 14,639 | 95 | 56 | 0 | |
Viento | 7,641 | 54 | 204 | 301 | 294 | 2,174 | 2,763 | 242 | 171 | 1.039 | 390 | 1 | 9 | 0 | |
De marea | 20 | 0 | 0 | 20 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Solar | 194 | 0 | 0 | 0 | 0 | 20 | 173 | 0 | 0 | 1 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Térmico | 48.182 | 590 | 130 | 1.970 | 3,259 | 1.378 | 23,836 | 558 | 3,213 | 11,413 | 1,589 | 34 | 136 | 75 | |
Vapor convencional | 20,469 | 490 | 80 | 1,650 | 1,752 | 399 | 5.375 | 280 | 2,136 | 7.230 | 1.077 | 0 | 0 | 0 | |
Nuclear | 14.033 | 0 | 0 | 0 | 705 | 0 | 13,328 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Turbina de combustión | 12,473 | 43 | 50 | 320 | 797 | 794 | 4.900 | 268 | 1.059 | 3,786 | 437 | 0 | 20 | 0 | |
Combustión interna | 1.207 | 57 | 0 | 0 | 5 | 184 | 233 | 10 | 18 | 397 | 75 | 34 | 116 | 75 | |
Capacidad total instalada | 135,268 | 7.403 | 333 | 2,661 | 4.505 | 43,731 | 35,763 | 6,202 | 4.252 | 13,395 | 16.618 | 130 | 201 | 75 |
Generación total por tipo
Tipo | Canadá | NL | EDUCACIÓN FÍSICA | NS | nótese bien | Control de calidad | EN | MEGABYTE | SK | AB | antes de Cristo | YT | Nuevo Testamento | NU | |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
GWh | |||||||||||||||
Hydro | 347.417,8 | 39.618,2 | 0 | 1.002,0 | 3.296,5 | 178.860,3 | 32.575,2 | 33.269,1 | 3.866,7 | 1.558,3 | 52.762,3 | 380,4 | 228,8 | 0 | |
Viento | 3.665,7 | 0 | 353,5 | 124,5 | 317,9 | 376,0 | 1.270,5 | 0 | 535,4 | 687,8 | 0 | 0,1 | 0 | 0 | |
De marea | 27,7 | 0 | 0 | 27,7 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Solar | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Térmico | 215.648,4 | 1.142,8 | 0,7 | 10.508,7 | 7.459,0 | 4.858,2 | 107.401,4 | 173,7 | 17.660,2 | 59.046,0 | 6.714,9 | 23,6 | 493,9 | 165,4 | |
Vapor convencional | 104.190,8 | 803.1 | 0,7 | 10.115,8 | 5.569,8 | 1.097,6 | 16.818,0 | 151,9 | 16.383,1 | 48.876,6 | 4.374,3 | 0 | 0 | 0 | |
Nuclear | 85.219,9 | 0 | 0 | 0 | -44,9 | 3.291,5 | 81.973,3 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Combustión interna | 1.073,4 | 51,7 | 0,1 | 0 | 0 | 269,7 | 39,3 | 13,2 | 0,5 | 84,9 | 62,1 | 23,6 | 363,0 | 165,4 | |
Turbina de combustión | 25.164,3 | 288,0 | 0 | 392,9 | 1.934,1 | 199,4 | 8.570,8 | 8,6 | 1.276,6 | 10.084,5 | 2.287,5 | 0 | 130,9 | 0 | |
Otro | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Total de electricidad generada | 566.759,7 | 40.761,1 | 354,2 | 11.662,9 | 11.073,4 | 184.094,4 | 141.247,1 | 33.442,8 | 22.062,3 | 61.292,1 | 59.477,2 | 404.1 | 722,7 | 165,4 |
Tipo | Canadá | NL | EDUCACIÓN FÍSICA | NS | nótese bien | Control de calidad | EN | MEGABYTE | SK | AB | antes de Cristo | YT | Nuevo Testamento | NU | |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
GWh | |||||||||||||||
Hydro | 227.366,6 | 14.708,5 | 0 | 380,2 | 1.442,3 | 75.162,6 | 16.992,9 | 15.226,6 | 2.248,7 | 1.269,9 | 24.699,8 | 165,9 | 101,1 | 0 | |
Viento | 19.815.1 | 71 | 353,5 | 374,8 | 349,7 | 4.088,8 | 4.692,2 | 401,3 | 295,7 | 1.773,5 | 1.101,5 | 0 | 8.7 | 0 | |
De marea | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | ... | ... | ... | ... | ... | 0 | ... | ... | ... | |
Solar | 1.613,8 | 0 | 0,3 | 0 | 0 | 0,8 | 1.405,1 | 0,1 | 0 | 14,4 | 1 | 0 | 1 | 0 | |
Combustibles combustibles | 69.249,8 | 532,9 | 2.2 | 2.762,7 | 897,3 | 820,2 | 5.257,6 | 46,7 | 0,02 | 26.166,4 | 2.249,9 | 37,9 | 168 | 77,1 | |
Nuclear | 56.307,3 | ... | ... | ... | 2.430,1 | ... | 37.540,4 | ... | ... | 0 | ... | ... | ... | ... | |
Otro | 74,5 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 28,1 | 21,9 | 0 | 0 | ... | ... | |
Total de electricidad generada | 374.427,1 | 15.241,4 | 356 | 3.517,7 | 5.119,4 | 80.072,4 | 65.888,2 | 15.674,7 | 2.572,5 | 29.246,1 | 28.052,2 | 203,8 | 278,8 | 77,1 |
- ^ El valor cero ya no es actual ya que la estación generadora nuclear de Point Lepreau volvió al servicio comercial el 23 de noviembre de 2012.
- ^ El valor ya no es actual ya que el reactor Gentilly-2 en la estación generadora nuclear de Gentilly fue retirado del servicio comercial el 28 de diciembre de 2012.
- ^ Valores netos.
Generación de servicios públicos por combustible
Combustible | Canadá | NL | EDUCACIÓN FÍSICA | NS | nótese bien | Control de calidad | EN | MEGABYTE | SK | AB | antes de Cristo | YT | Nuevo Testamento | NU | |
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
GWh | |||||||||||||||
Solidos totales | 78.983,0 | 0 | 4.3 | 8.000,9 | 3.072,0 | 846,9 | 12.854,6 | 44,4 | 12.084,2 | 41.463,7 | 603,5 | 0 | 0 | 0 | |
Carbón | 74,300.0 | 0 | 0 | 6.791,8 | 2.081,0 | 0 | 12.285,4 | 44,4 | 12.084,2 | 41.013,1 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Madera | 2.306,5 | 0 | 2.4 | 184.0 | 0 | 660,5 | 405,4 | 0 | 0 | 450,6 | 603,5 | 0 | 0 | 0 | |
Coque de petróleo | 2.024,3 | 0 | 0 | 1.033,4 | 990,9 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Otros combustibles sólidos | 352.1 | 0 | 1,9 | 0 | 0 | 186,4 | 163,8 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Líquidos totales | 3.057,8 | 915.2 | -0,5 | 49,9 | 1.307,2 | 367,6 | 60,6 | 17.0 | 17,7 | 12,6 | 62,6 | 25,0 | 61,1 | 161,9 | |
Productos petrolíferos totales | 3.057,7 | 915.2 | -0,5 | 49,9 | 1307.2 | 367,6 | 60,6 | 17.0 | 17,7 | 12,5 | 62,6 | 25,0 | 61,1 | 161,9 | |
Propano | 0,1 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0,1 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Otros combustibles líquidos | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Gas total | 34.512,6 | 0 | 0 | 2.274,7 | 1.873,4 | 326,2 | 15.020,1 | 22,9 | 3.309,2 | 10.775,6 | 1.856,5 | 0 | 27,5 | 0 | |
Gas natural | 34.512,6 | 0 | 0 | 2.274,7 | 1.836,5 | 199,7 | 15.020,1 | 22,9 | 3.309,2 | 10.234,4 | 1.856,5 | 0 | 27,5 | 0 | |
Metano | 0 | 0 | 0 | 0 | 4.6 | 59,6 | 0 | 0 | 0 | 51,7 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Otros combustibles gaseosos | 0 | 0 | 0 | 0 | 32,3 | 66,9 | 0 | 0 | 0 | 489,5 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Uranio | 85.526,6 | 0 | 0 | 0 | 0 | 3.551,6 | 81,975 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | |
Vapor del calor residual | 6.179,7 | 0 | 0 | 0 | 680,7 | 0 | 2.716,4 | 0 | 627,6 | 1.504,4 | 650,6 | 0 | 0 | 0 |
Nota: Ontario eliminó el carbón en 2014.
Electricidad por persona y por fuente de energía
Electricidad por persona en Canadá (kWh / hab.) [32] | ||||||||||||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
Usar | Producción | Exportar | Exp. % | Fósil | Nuclear | Nuc. % | Otro RE * | Bio + residuos | Viento | No uso de RE * | RE % * | |
2004 | 18,408 | 18,733 | -326 | -1,8% | 4.912 | 2.829 | 15,4% | 10,720 | 272 | 7.416 | 59,7% | |
2005 | 18,729 | 19,467 | -738 | -3,9% | 5,019 | 2.852 | 15,2% | 11,315 | 281 | 7.133 | 61,9% | |
2006 | 18.281 | 19,216 | -935 | -5,1% | 4.740 | 2,862 | 15,7% | 11,317 | 297 | 6.667 | 63,5% | |
2008 | 18,111 | 19,092 | -981 | -5,4% | 4.653 | 2.834 | 15,6% | 11,333 | 272 | 6,506 | 64,1% | |
2009 | 17,507 | 18,566 | - 1.059 | - 6,0% | 4.572 | 2.696 | 15,4% | 10,942 | 239 | 113 | 6.213 | 64,5% |
* Otras ER son energía hidráulica , electricidad solar y geotérmica y energía eólica hasta 2008 * Uso sin ER = uso - producción de electricidad renovable * RE% = (producción de ER / uso) * 100% Nota: La UE calcula la proporción de energías renovables en cifras brutas consumo eléctrico. |
En 2009, la producción canadiense de electricidad fue de 18.566 kWh por persona y el uso doméstico alrededor del 94% de la producción (17.507 kWh / persona). [33] En 2008, el promedio de la OCDE fue de 8.991 kWh / persona. [34] El 64,5 por ciento del uso de electricidad nacional canadiense se produjo con fuentes renovables. El uso de electricidad no renovable, es decir, fósil y nuclear, en Canadá en 2009 fue de 6.213 kWh / persona, respectivamente en el Reino Unido 5.579; Alemania 5.811; Dinamarca 4.693; España 4.553; Finlandia 11.495 y Estados Unidos 12.234. [33]
Transmisión
Las redes de transmisión canadienses se extienden por más de 160.000 km (99.000 millas). [35] Las redes generalmente siguen orientaciones norte-sur ya que la mayoría de los centros de población en Canadá se concentran en las regiones del sur a lo largo de la frontera estadounidense, mientras que los proyectos hidroeléctricos y nucleares más grandes se encuentran en áreas escasamente habitadas al norte. Esta situación particular obligó a las empresas canadienses a innovar. En noviembre de 1965, Hydro-Québec encargó la primera línea eléctrica de 735 kV AC que unía el proyecto Manic-Outardes con la subestación Lévis . [36] En 1972, Manitoba Hydro conectó estaciones generadoras que forman parte del Proyecto Hidroeléctrico del Río Nelson al área de Winnipeg a través de una línea eléctrica de corriente continua de alto voltaje, el Nelson River Bipole . [37]
Las redes de transmisión canadienses están integradas en gran medida a la red eléctrica de EE. UU. Hay una mayor integración y comercio con los Estados Unidos que entre las provincias de Canadá. [38] Las empresas de transmisión de las provincias que comparten frontera con los Estados Unidos participan en organizaciones regionales de confiabilidad como la North American Electric Reliability Corporation (NERC); las provincias marítimas , Quebec y Ontario son parte del Consejo de Coordinación de Energía del Noreste (NPCC) con servicios públicos en Nueva Inglaterra y en el estado de Nueva York , Manitoba participa en la Organización de Confiabilidad del Medio Oeste (MRO), mientras que Alberta y Columbia Británica están vinculadas al Oeste Consejo Coordinador de Electricidad (WECC).
Las empresas de servicios públicos de Canadá están realizando grandes inversiones en el mantenimiento de infraestructura obsoleta y en la construcción de nuevas líneas eléctricas y subestaciones para conectar nuevas fuentes de generación al sistema de energía a granel. Por ejemplo, en 2009 Ontario gastó $ 2.3 mil millones en una serie de proyectos de transmisión destinados a conectar nueva capacidad renovable impulsada por la Ley de Energía Verde . [39] En Alberta, la AESO recomendó en 2008 la construcción de un sistema en bucle de 240 kV y 1.830 millones de dólares en la parte sur de la provincia para integrar hasta 2.700 MW de nueva generación eólica. [40] En Quebec, Hydro-Québec TransÉnergie presentó un plan de inversión de 1.470 millones de dólares para conectar 2.000 MW de nueva generación eólica programada para entrar en funcionamiento entre 2011 y 2015. [41]
Tarifas
Ciudad (utilidad) | Residencial [base 1] | Pequeña potencia [base 2] | Potencia media [base 3] | Gran potencia [base 4] |
---|---|---|---|---|
St. John's ( Newfoundland Power / NL Hydro ) | 13.60 | 12.59 | 10.12 | 6,40 |
Charlottetown ( Marítimo Eléctrico ) | 16,83 | 17.54 | 14,91 | 9.51 |
Halifax ( Energía de Nueva Escocia ) | 16,89 | 15,82 | 13.26 | 10,72 |
Moncton ( NB Power ) | 13.42 | 13,88 | 12.23 | 7.76 |
Montreal ( Hydro-Québec ) | 7.30 | 10.02 | 8.06 | 4,92 |
Ottawa ( Hydro Ottawa ) | 10.29 | 10.15 | 17.59 | 10,91 |
Toronto ( Toronto Hydro ) | 11.10 | 11.00 | 18.10 | 11.26 |
Winnipeg ( Manitoba Hydro ) | 9.60 | 9.21 | 7.26 | 4,72 |
Regina ( SaskPower ) | 16.51 | 13,98 | 12.01 | 7.56 |
Edmonton ( EPCOR ) | 14.29 | 13,61 | 13.59 | 8,91 |
Calgary ( ENMAX ) | 14,83 | 13,50 | 11.11 | 9,70 |
Vancouver ( BC Hydro ) | 11.51 | 11,81 | 9.06 | 6.53 |
- Notas
- ^ Uso mensual: 1,000 kWh
- ^ Demanda de energía: 40 kW; Consumo 10,000 kWh, factor de carga: 35%.
- ^ Demanda de energía: 1,000 kW; Consumo: 400.000 kWh, factor de carga: 56%.
- ^ Demanda de energía: 50.000 kW; Consumo: 30,600,000 kWh, factor de carga: 85%.
A partir de febrero de 2020, el costo residencial promedio de la electricidad en Canadá fue de $ 0.174 / kWh y $ 0.135 / kWh si se excluyen los territorios, basado en un uso mensual de 1,000 kWh. [43]
Provincias
Alberta
Alberta fue la primera provincia canadiense en implementar un mercado de electricidad desregulado. El mercado se estableció en 1996, tras la adopción de la Ley de Servicios Eléctricos , el año anterior. Los servicios públicos de distribución local, ya sean de propiedad de inversionistas o municipales, retuvieron la obligación de suministrar y a los 6 servicios públicos más grandes se les asignó una parte de la producción de los generadores existentes a un precio fijo. La provincia pasó al acceso minorista total en 2001 y en 2003 se estableció un mercado al contado, bajo el Operador del Sistema Eléctrico de Alberta . Después de que los consumidores se quejaron de los altos precios en 2000, el gobierno implementó una Opción de Tarifa Regulada (RRO), como un medio para proteger a los consumidores de la volatilidad de los precios. [2]
El sector de generación en Alberta está dominado por TransAlta , ENMAX y de Capital Power Corporation , una spin-off de Edmonton de propiedad municipal compañía 's EPCOR . Aunque se agregaron 5.700 MW de nueva generación y se retiraron 1.470 de las plantas antiguas entre 1998 y 2009, [44] el carbón todavía representaba el 73,8% de la energía generada por la empresa de servicios públicos en 2007, seguido del gas natural, con el 20,6%. [45]
La capacidad instalada alcanzó los 12.834 MW en 2009, siendo el carbón (5.692 MW) y el gas natural (5.189 MW) el grueso de la flota de generación de la provincia. Las recientes incorporaciones a la red han aumentado la capacidad eólica a 657 MW, mientras que la capacidad hidroeléctrica es de 900 MW. [44] A pesar de las nuevas medidas de emisión más estrictas anunciadas por el gobierno federal en junio de 2010, los funcionarios de la industria creían que la provincia continuaría usando carbón para generar electricidad en 2050. [46] En noviembre de 2015, el gobierno anunció una eliminación gradual del carbón para 2030. [47] Los sitios de las plantas Mildred Lake y Aurora North de Syncrude, la central eléctrica Sundance de carbón y la estación generadora Genesee de carbón son las tres principales fuentes de gases de efecto invernadero en Canadá. [48]
Columbia Británica
BC Hydro se creó en 1961 cuando el gobierno de Columbia Británica, bajo el primer ministro WAC Bennett , aprobó la Ley BC Hydro. Este acto condujo a la fusión de BC Electric Company y BC Power Commission, y a la creación de la British Columbia Hydro and Power Authority (BCHPA). [49] BC Hydro es el principal distribuidor de electricidad, y atiende a 1,8 millones de clientes en la mayoría de las áreas, [50] con la excepción de la región de Kootenay , donde FortisBC , una subsidiaria de Fortis Inc., proporciona directamente servicio eléctrico a 111.000 clientes y abastece de propiedad municipal. Servicios públicos en la misma zona. [51]
Entre 1960 y 1984, BC Hydro completó seis grandes proyectos de generación hidroeléctrica , incluyendo la presa Bennett de 2730 MW WAC y la estación generadora Gordon M. Shrum y Peace Canyon en el río Peace , Mica y Revelstoke en el río Columbia , canal Kootenay en el Río Kootenay y la presa Seven Mile , en el río Pend d'Oreille .
Una tercera presa y una estación generadora de 900 MW en el río Peace, la presa del Sitio C cerca de Fort St. John , se ha discutido durante décadas y fue rechazada a principios de la década de 1990. [52] En abril de 2010, el gobierno de Columbia Británica anunció el traslado del proyecto a una fase de revisión regulatoria. [53] En julio de 2015 se emitió un aviso de construcción del Sitio C que comenzó en 2015. [54] La presa de Revelstoke construida en 1984 fue la última presa nueva construida por BC Hydro.
El gobierno liberal de la provincia ha promovido la construcción de una serie de proyectos hidroeléctricos a pequeña escala por parte de empresas privadas. A abril de 2010, se han firmado 63 acuerdos de compra de energía a largo plazo con Productores Independientes de Energía por 2.629 MW de capacidad y 10,3 TWh de energía. [55]
En 2015, la energía hidroeléctrica representó el 87% de la generación total, el resto fue biomasa, eólica y algo de gas natural. [56]
BC Hydro a través de Powerex comercializa electricidad hacia el este con Alberta y hacia el sur con todo el oeste de EE. UU. A través de Pacific-Intertie . En 2014, BC tuvo el mayor volumen de importaciones de electricidad en Canadá (9700 Mwh), desde la Interconexión Occidental en los EE. UU., Que es 60% de combustibles fósiles. [56] [57] BC Hydro normalmente importa energía durante las horas de menor actividad cuando las plantas térmicas en los EE. UU. Y Alberta tienen exceso de energía para la venta. Luego exporta energía hidroeléctrica durante las horas de mayor demanda cuando los precios son más altos. [58]
Manitoba
Manitoba Hydro es la corporación de la corona a cargo de la generación, transmisión y distribución de electricidad en Manitoba. Su capacidad instalada se sitúa, en 2015, en 5.701 MW, generados principalmente en 15 estaciones de generación hidroeléctrica en los ríos Nelson, Saskatchewan, Laurie y Winnipeg. [59]
La compañía ha completado el proyecto hidroeléctrico Wuskwatim de 200 MW en asociación con la nación Nisichawayasihk Cree, con la primera energía del proyecto en junio de 2012. Al adelantar la fecha de finalización del proyecto en 3 años, Manitoba Hydro espera sacar provecho de las lucrativas exportaciones. en el medio oeste de los Estados Unidos . [60] La empresa de servicios públicos está construyendo actualmente una nueva estación de 695 MW en Keeyask en el río Nelson, y se espera que esté terminada en 2019. [61]
La empresa de servicios públicos completó la construcción de una tercera línea eléctrica HVDC que une el norte de Manitoba y el área de Winnipeg. El proyecto Bipole III contempla la construcción de una línea eléctrica de 1.364 km y dos nuevas estaciones convertidoras. [62] Con Keeyask en construcción, Manitoba Hydro también ha emprendido estudios de otro gran proyecto hidroeléctrico, la estación de generación de Conawapa. [60]
Nuevo Brunswick
New Brunswick tiene una mezcla de generación diversificada, con capacidad de combustibles fósiles, hidroeléctrica y nuclear. Establecida en 1920, la empresa de servicios públicos provincial NB Power poseía 3.297 MW de capacidad instalada al 31 de marzo de 2008. [64] Desde entonces, la compañía retiró 2 plantas de energía y planea cerrar permanentemente la generación Dalhousie de petróleo de 300 MW. estación. [sesenta y cinco]
En la última década [se necesita aclaración ] , la empresa estatal de servicios públicos ha enfrentado problemas con el fracaso de un plan para cambiar dos de sus grandes instalaciones térmicas a Orimulsión , un combustible bituminoso pesado producido por PDVSA , la compañía petrolera del gobierno venezolano , y una Retraso de 2 años en el reacondicionamiento de mediana edad de la estación generadora nuclear de Point Lepreau . [66]
En octubre de 2009, el gobierno provincial firmó un memorando de entendimiento con Quebec para vender la mayoría de los activos de NB Power a Hydro-Québec . El controvertido acuerdo fue cancelado en marzo de 2010. [67] [68]
Desde entonces [ ¿cuándo? ] , Un par de opciones se discuten para modernizar la infraestructura eléctrica New Brunswick, incluyendo un plan para construir un Interconexión de 500 MW, con Nueva Escocia [69] y un acuerdo preliminar con Francia 's Areva para evaluar la viabilidad de una segunda estación de generación nuclear en el sitio de Point Lepreau. [70] Sin embargo, el plan de expansión nuclear se archivó pocas horas después de la elección de un gobierno conservador progresista encabezado por David Alward en septiembre de 2010. [71]
Newfoundland y Labrador
Newfoundland and Labrador Hydro , una subsidiaria de Nalcor Energy , propiedad del gobierno , tiene una capacidad de generación instalada de 7289 MW y es la cuarta más grande de todas las empresas de servicios públicos en Canadá. Posee y opera la mayor parte de la generación en la provincia, la red de transmisión y vende directamente a grandes clientes industriales. La compañía también presta servicios a comunidades remotas que no están conectadas a las principales redes eléctricas, en Terranova y Labrador .
Newfoundland Power , una subsidiaria de Fortis Inc. , con sede en St. John , es un distribuidor regulado que atiende a 239.000 clientes, lo que representa el 85% de todos los consumidores de electricidad en la provincia. La empresa compra el 90% de su energía a Terranova y Labrador Hydro. [72]
Terranova y Labrador dependen principalmente de la energía hidroeléctrica para sus necesidades de generación, complementada por la Estación de Generación Térmica Holyrood de 500 MW , cerca de St. John's. La principal central eléctrica de la provincia, la central eléctrica Churchill Falls de 5.428 MW , se puso en servicio entre 1971 y 1974. La central eléctrica es propiedad de Churchill Falls Labrador Corporation Limited , una empresa conjunta entre Terranova y Labrador Hydro (65,8%) e Hydro- Québec (34,2%). La mayor parte de la producción de la planta se vende a un precio fijo a la empresa de servicios públicos de Quebec en virtud de un contrato de compra de energía de 65 años que vence en 2041. [73] [74]
El Proyecto Lower Churchill es un proyecto hidroeléctrico planificado en Labrador, para desarrollar el 35 por ciento restante del río Churchill que aún no ha sido desarrollado por la estación generadora de Churchill Falls. Las dos instalaciones de Lower Churchill en Gull Island y Muskrat Falls tendrán una capacidad combinada de más de 3.074 MW y tendrán la capacidad de proporcionar 16,7 TWh de electricidad por año. La planta de generación de Muskrat Falls constará de una presa, un aliviadero y una central eléctrica con cuatro turbinas Kaplan y una capacidad de generación total de 824 MW. La construcción de la instalación de generación de Muskrat Falls comenzó en 2013 y se espera que esté terminada en 2019. [75]
nueva Escocia
Nova Scotia Power Inc. (NSPI), una subsidiaria de Emera , con sede en Halifax , es la empresa de servicios públicos a cargo de la generación, transmisión y distribución de electricidad en Nueva Escocia. Anteriormente una empresa propiedad del gobierno , fue privatizada en 1992 por el gobierno conservador del primer ministro Donald Cameron , en lo que se llamó en ese momento la mayor oferta pública inicial (OPI) en la historia de Canadá. [76] De los ingresos de $ 816 millones, "$ 616 millones se utilizaron para recapitalizar Nova Scotia Power mediante el pago de la deuda de la empresa de servicios públicos". [77]
NS Power tiene una capacidad de generación de 2293 MW: [76] 5 plantas térmicas alimentadas con una mezcla de carbón , coque de petróleo , fueloil y gas natural , proporcionan la mayor parte del suministro anual de 13 TWh. La empresa también opera la Estación Generadora de Mareas Real de Annapolis , la única de su tipo en América del Norte y 33 centrales hidroeléctricas, [76] la mayoría de ellas pequeñas, con la excepción de la Estación Generadora Wreck Cove de 230 MW, [78] inaugurado en 1978. [76]
A lo largo de los años, los residentes de Nueva Escocia han culpado a NS Power por su historial de mantenimiento deficiente y su incapacidad para reconectar rápidamente a los clientes después de las tormentas. [79] En septiembre de 2003, 700.000 residentes de Nueva Escocia se quedaron sin electricidad hasta dos semanas después del paso del huracán Juan . [80] La tormenta de Categoría 2 dañó 27 líneas de transmisión principales, varias torres de transmisión, 117 alimentadores de distribución y 31 subestaciones eléctricas importantes. [81] Más recientemente, la cuestión de la inversión de la empresa en la red provincial se planteó en un debate de líderes durante la campaña electoral de 2009 . [82] La empresa recibió elogios del primer ministro Darrell Dexter por sus esfuerzos para restaurar la energía después del paso del huracán Earl en septiembre de 2010. [83]
Para obtener información sobre la pequeña cooperativa de servicios públicos de Riverport y los distribuidores de electricidad de servicios públicos (de Lunenburg , Mahone Bay , Antigonish , Berwick y Canso ), consulte los artículos principales de esas ciudades. Para obtener información sobre su cooperativa, consulte Servicios públicos municipales de Nueva Escocia .
Ontario
La electricidad se genera en Ontario a partir de energía nuclear, energía hidroeléctrica, gas natural [84] y energías renovables como la eólica, la solar y la biomasa. La producción total en 2017 fue de 132,1 TWh (es decir, 132,1 mil millones de kWh). [85] Las diversas fuentes de generación utilizadas en 2017 se muestran en el gráfico circular de la derecha. En abril de 2014, Ontario eliminó el carbón como fuente de generación de electricidad. [86] [87] La combinación de generación para la hora actual se puede ver en la página web del Operador Independiente del Sistema Eléctrico (IESO) .
Como se señaló anteriormente, la producción total de electricidad en Ontario 2017 fue de 132,1 TWh. La suma de las importaciones de 6,6 TWh y la resta de las exportaciones de 19,1 TWh [88] deja un uso de 119,6 TWh en Ontario. Con una población estimada en 2017 de 14.193.384, [89] el uso de electricidad por persona en Ontario en 2017 fue de 9.307 kWh por año, o alrededor del 60% del promedio canadiense que se muestra en la tabla Electricidad por persona y por fuente de energía que se muestra anteriormente en este artículo. (Tenga en cuenta que este número incluye todo el uso, comercial, industrial e institucional, así como el uso doméstico, y se encuentra en el punto de producción, es decir, antes de restar las pérdidas de transmisión y distribución). El uso por persona en Ontario puede ser menor que el nacional promedio porque el gas natural está más disponible y tiene una ventaja significativa en los costos de calefacción.
Ontario ha sido considerada una red de verano con picos desde 2000, [90] sin embargo, debido a las temperaturas invernales particularmente frías y las temperaturas moderadas del verano, Ontario alcanzó el pico invernal en 2014. [91] En su Perspectiva de 18 meses publicada en septiembre de 2014, el Sistema Independiente de Electricidad Operador (IESO) predice un pico de invierno 2014-2015 de 22.149 MW en un escenario de clima normal, y un pico de verano de 2015 de 22.808 MW, también en un escenario de clima normal. [92] El récord histórico de demanda de Ontario se estableció el 1 de agosto de 2006, cuando la demanda máxima de electricidad alcanzó los 27.005 megavatios. [93] (Véase la ola de calor de América del Norte de 2006 ).
En general, Ontario es un exportador neto de electricidad. Ontario importa electricidad, principalmente de sus provincias vecinas de Quebec y Manitoba (las cuales son principalmente sistemas hidroeléctricos), y exporta electricidad, principalmente a Michigan y el estado de Nueva York, [88] que dependen en gran medida de combustibles fósiles, carbón en el caso de Michigan, [94] y gas natural en el caso de Nueva York. [95]
En 2017, las exportaciones brutas de Ontario fueron de 19,1 TWh, [88] es decir, aproximadamente la mitad de su generación hidroeléctrica de 37,7 TWh en 2017. [85] (Aunque Canadá es el tercer mayor productor mundial de gas natural, [96] Ontario importa gas de los Estados Unidos y del oeste de Canadá.) Si todas las emisiones de carbono asociadas con la generación a gas natural se asignaran a las exportaciones, casi toda la electricidad consumida en Ontario sería de fuentes que no son carbono o neutrales en carbono. (Tenga en cuenta, sin embargo, que la generación de gas natural no coincide necesariamente con las exportaciones y las plantas de gas natural a veces necesitan ser operadas debido a restricciones regionales de transmisión, y como respaldo para la generación eólica [97] que es intermitente y algo impredecible).
Ontario adoptó la energía nuclear en las décadas de 1970 y 1980, construyendo 3 grandes instalaciones nucleares y 18 reactores CANDU , que en 2013 proporcionaron el 59% de la producción de electricidad de la provincia, o kilovatios-hora equivalentes al 65% de la electricidad consumida dentro de la provincia. La finalización de la estación de generación nuclear de Darlington en 1993, "a un costo varias veces superior a las estimaciones originales", [ cita requerida ] provocó enormes aumentos de tarifas [ cita requerida ] y una reevaluación de la política de electricidad de Ontario . Tres documentos de política importantes, el Comité Asesor sobre Competencia en el Sistema Eléctrico de Ontario (1996), presidido por el ex ministro federal Donald Macdonald , un Libro Blanco del gobierno sobre política eléctrica (1997) y el informe del Comité de Diseño de Mercados (1999) allanaron el camino para una gran reforma de la industria. [2]
En abril de 1999, Ontario Hydro se dividió en cinco empresas sucesoras: Ontario Power Generation (OPG), a cargo de la generación; Hydro One , una empresa de transmisión y distribución; el Operador del Mercado Independiente , responsable de la operación de un mercado eléctrico mayorista desregulado en la provincia; la Autoridad de Seguridad Eléctrica y la Corporación Financiera de Electricidad de Ontario, a cargo de la deuda varada por $ 38.1 mil millones , derivados y otros pasivos de la antigua empresa de servicios públicos integrada. [98]
En 2001, OPG arrendó la planta de energía más grande de Canadá, la Estación de Generación Nuclear Bruce a Bruce Power , un consorcio privado originalmente liderado por British Energy , reduciendo su participación en el mercado de generación provincial al 70%. El gobierno abrió el mercado competitivo el 1 de mayo de 2002, pero las olas de calor y las sequías del verano de 2002 hicieron que los precios al por mayor se dispararan a picos de $ 4,71 / kWh en julio y $ 10,28 / kWh en septiembre. Ante las amargas quejas de los consumidores, el gobierno de Ernie Eves anunció un congelamiento de precios para los pequeños clientes mientras dejaba intacto el mercado mayorista, el 11 de noviembre de 2002. [2]
Aunque Eves fue elogiado por la pausa en la desregulación del mercado de generación, la cancelación de la oferta pública inicial de Hydro One y su manejo del apagón norteamericano de 2003 , los conservadores progresistas fueron derrotados por los liberales de Dalton McGuinty en las elecciones provinciales de 2003 . Mientras tanto, la eliminación gradual de la generación a carbón, incluida la planta de carbón más grande de América del Norte, la estación generadora Nanticoke de 3.640 MW , se convirtió en un problema político. En 2002, los conservadores prometieron cerrar las 5 plantas de carbón de Ontario para 2015, mientras que McGuinty se comprometió a una fecha de jubilación de 2007, que se retrasó hasta 2014. [99]
En abril de 2009, la legislatura de Ontario aprobó la Ley de Energía Verde que establece tarifas de alimentación para la energía de fuentes renovables y agiliza el proceso de aprobación para los sitios de nueva generación. [100] Dos meses después de aprobarse el proyecto de ley, Ontario anunció la suspensión de un proceso competitivo para la compra de 2 nuevos reactores nucleares en Darlington, citando el precio, posteriormente evaluado en 26.000 millones de dólares. [101] Los críticos de la estrategia del gobierno enfatizan que la Ley aumentará el precio de la electricidad y socavará la confiabilidad del sistema, [102] al tiempo que enfrentará a algunos residentes locales contra los desarrolladores eólicos. [103]
El impacto de la Ley ha sido notable en términos del impacto de los precios en los consumidores finales. Desde 2009, los precios de la electricidad han aumentado en un 95% para los propietarios de viviendas y en un 115% para las pequeñas empresas en la provincia de Ontario. [104]
En junio de 2018, la capacidad eólica de Ontario era de 4.412 MW. [105] En 2010, la capacidad eólica de Ontario representaba más de un tercio del total de Canadá. [106]
Isla del Príncipe Eduardo
La Isla del Príncipe Eduardo es la única provincia canadiense sin una central hidroeléctrica . La provincia depende en gran medida de la energía importada de las instalaciones de generación de NB Power en New Brunswick . Dos líneas eléctricas submarinas proporcionan más del 80% de la carga provincial. Desde principios de 2000, el gobierno provincial ha promovido la provincia como un buen lugar para instalar parques eólicos . [ cita requerida ]
Maritime Electric , una subsidiaria de Fortis Inc. , con sede en St. John's , opera el servicio público integrado que presta servicios a la mayor parte de la provincia, con la excepción de la ciudad de Summerside , que ha estado proporcionando servicio eléctrico a sus residentes desde 1920. Ambos servicios son propietarios y operar plantas de diésel , utilizadas en picos o durante emergencias.
Las tarifas de electricidad en Charlottetown son las más altas de las 12 grandes ciudades canadienses encuestadas por Hydro-Québec en su compendio anual de tarifas eléctricas de América del Norte. Según el documento, un cliente residencial que usa 1,000 kWh al mes pagaría 17.29 centavos / kWh, una tarifa dos veces y media más alta que la que pagan los consumidores en Montreal , Winnipeg o Vancouver . [42]
En noviembre de 2009, el primer ministro Robert Ghiz esperaba reducir el precio de la electricidad y limitar las emisiones atmosféricas al iniciar conversaciones con el gobierno de Quebec para un acuerdo de suministro a largo plazo. [107] [108] Las negociaciones con Hydro-Québec y otros proveedores, incluido el actual proveedor NB Power, están en curso. [ cuando? ] [109] [110]
Quebec
El sector de la electricidad de Quebec está dominado por la empresa de servicios públicos más grande de Canadá, Hydro-Québec, propiedad del gobierno. Con una capacidad instalada de 36.810 MW, incluidos 34.118 MW de energía hidroeléctrica, la empresa generó y compró 203,2 TWh en 2009, casi un tercio de toda la electricidad generada en Canadá. Beneficiándose de los bajos costos de generación, las tasas de interés favorables y los altos precios de exportación, Hydro-Québec pagó $ 10 mil millones en dividendos al gobierno de Quebec entre 2005 y 2009. [74]
Desde 2003, la empresa puso en servicio 8 nuevas centrales hidroeléctricas por un total de 2.343 MW [111] y actualmente está construyendo 6 nuevas centrales eléctricas: Eastmain-1-A (768 MW) y Sarcelle (150 MW) previstas para 2012, [112 ] y 4 estaciones generadoras en el río Romaine (1.550 MW) que se pondrán en servicio entre 2014 y 2020. [113] El último plan estratégico de Hydro-Québec, publicado en 2009, describe otros 3.500 MW de nueva capacidad de generación, incluidos 3.000 MW adicionales. proyectos hidroeléctricos, que se construirán para 2035. Se espera que las inversiones totales de la compañía en generación, transmisión, distribución y eficiencia energética para el período 2009-2013 alcancen los $ 25,1 mil millones. [114]
Quebec también tiene la intención de aumentar su capacidad de generación eólica. La estrategia energética del gobierno de 2006 prevé la construcción de 3.500 MW para 2015. [115] Dos licitaciones iniciadas en 2003 y 2005 dieron lugar a la firma de 22 acuerdos de compra de energía a 20 años entre Hydro-Québec y productores de energía independientes , por un capacidad total de 2.990 MW. [116] Se espera que un tercero, orientado a proyectos de pequeña escala dirigidos por comunidades o Primeras Naciones, esté terminado para fines de 2010. [117] La provincia obtuvo el 99% de su electricidad de fuentes renovables en 2013. [ 118]
Saskatchewan
En 2007, Saskatchewan produjo 12.362 GWh de electricidad a través de sus centrales eléctricas de carbón, con una generación total de 20.278 GWh. SaskPower , la empresa pública de propiedad del gobierno, es el principal generador de energía de la provincia. La compañía tiene una capacidad de generación de 3.371 MW y 17 instalaciones generadoras. Estos incluyen tres instalaciones de carga base de carbón (1682 MW), cinco plantas de gas natural (674 MW), siete desarrollos hidroeléctricos (854 MW) y dos parques eólicos (161 MW). Dos productores de energía independientes, las estaciones de cogeneración Cory y Meridian tienen una capacidad combinada de 438 MW, mientras que 5 instalaciones de calor residual tienen una potencia máxima de 31 MW. [119]
El estado actual del sistema eléctrico requerirá grandes inversiones en la próxima década. Se han entablado conversaciones con Manitoba sobre la construcción de una interconexión de 138 kV entre las dos provincias vecinas. [120] Una nueva propiedad privada gas natural -fired generación de turbina de ciclo combinado en North Battleford está en construcción. Se espera que la instalación de 260 MW esté terminada en 2013. [121]
Yukon
Yukon Energy Corporation es la corporación de la corona que genera la mayor parte de la energía consumida en Yukon . La hidroeléctrica es la principal fuente de generación, con una participación del 93,2% en 2007. Se complementa con una turbina eólica en Whitehorse y generadores diesel en comunidades remotas. Yukon tiene dos rejillas separadas. Ninguno de los dos está conectado a la red eléctrica continental. Yukon Electrical Company es el principal distribuidor en Yukon.
En su Estrategia Energética , publicada en 2009, el gobierno de Yukon ha declarado que quiere aumentar el suministro de energía renovable, hidroeléctrica y eólica, en un 20%. El gobierno también está considerando conectar las dos redes eléctricas principales de Yukon completando la línea de transmisión Carmacks a Stewart. No se ha fijado ningún horario. [122]
Territorios del Noroeste
Aunque los Territorios del Noroeste no están conectados a la red eléctrica norteamericana , existen dos redes eléctricas operando en el territorio, la primera en el área de Yellowknife y la otra en Fort Smith . En la mayoría de las comunidades, las cargas son abastecidas por generadores diesel locales . La propiedad del gobierno territorios del noroeste Power Corporation se encarga de la generación de energía, mientras que la tierra del norte Utilidades , una subsidiaria de ATCO , operar las redes de distribución.
La propiedad del gobierno qulliq Energy Corporation es el único generador de energía de servir a las comunidades remotas de Nunavut. Qulliq, que opera bajo el nombre de Nunavut Power , tiene un total de 27 generadores de diesel que sirven a 25 comunidades. El territorio no está conectado a la red eléctrica de América del Norte .
Qulliq Energy planea construir un pequeño proyecto hidroeléctrico en Jaynes Inlet, no lejos de la capital territorial, Iqaluit , que actualmente cuenta con dos generadores diesel . La estación generadora de 5 MW, que podría costar más de 200 millones de dólares, se ha visto retrasada por la caída de los precios del petróleo y la crisis financiera . La construcción podría comenzar en 2015 o 2016. [123]
Cambio climático
en 2013, la generación de electricidad fue responsable de 105 Mt de emisiones de dióxido de carbono, el 20% del total del país, solo superado por el transporte con un 32%. Esto representa una reducción del 18 por ciento desde 2005. [124]
Si bien Canadá reduce la huella de carbono en los EE. UU. Al exportar el 10% de la energía hidroeléctrica total, más de la mitad de todos los hogares y empresas canadienses queman gas natural para generar calor. [125] La energía hidroeléctrica, la energía nuclear y la eólica generan el 80% de la electricidad de Canadá, y el 20% restante se quema el carbón y el gas natural. [126]
En 2008, el sector eléctrico de Alberta era el más intensivo en carbono de todas las provincias y territorios canadienses, con emisiones totales de 55,9 millones de toneladas de CO.2equivalente en 2008, lo que representa el 47% de todas las emisiones canadienses en el sector de generación de electricidad y calor. Le sigue Ontario (27,4 Mt CO
2eq.), Saskatchewan (15,4 Mt CO
2eq.) y Nueva Escocia (9,4 Mt CO
2eq.). [127] De todas las provincias, Quebec tiene la menor intensidad de carbono en el sector de la electricidad con 2,45 g de CO.
2eq. por kWh de electricidad generada.
Ontario registró una gran caída de las emisiones en 2008, debido a la menor demanda, los precios del gas natural y las instrucciones del gobierno a Ontario Power Generation con respecto a un desmantelamiento gradual de la generación a carbón para 2014. [128] Según el Operador Independiente del Sistema de Electricidad de Ontario, 4.700 MW de nueva generación a gas natural y 1.100 MW de parques eólicos se han puesto en servicio en la provincia entre 2003 y 2009. La nueva capacidad de gas natural permitirá a Ontario retirar 2 unidades cada una en las estaciones generadoras de Nanticoke y Lambton a finales de 2010, en camino de una eliminación completa para fines de 2014. [129]
En Alberta, TransAlta y Capital Power Corporation emprendieron la construcción de un proyecto de captura y almacenamiento de carbono en la central eléctrica de carbón subbituminoso supercrítico Keephills-3 de 450 MW . El proyecto, que recibió una subvención de $ 770 millones de los gobiernos federal y provincial, implicó el almacenamiento de las CO capturadas
2a través del secuestro geológico y la recuperación mejorada de petróleo . Estaba programado para estar operativo en 2015; [130] sin embargo, el proyecto se canceló en 2012. [131] En marzo de 2010, SaskPower anunció su propio proyecto de secuestro de carbono en la central eléctrica Boundary Dam , [132] la planta de carbón más grande de la provincia. En Columbia Británica, el gobierno provincial ordenó a BC Hydro que retirara la estación generadora Burrard de 50 años de antigüedad de su lista de plantas de carga base . [133]
Provincia / territorio | 1990 | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 |
---|---|---|---|---|---|---|
kilotoneladas CO 2 equivalente | ||||||
Newfoundland y Labrador | 1,630 | 1.450 | 1.230 | 795 | 1.230 | 1.040 |
Isla del Príncipe Eduardo | 103 | 18 | 12 | 8 | - | - |
nueva Escocia | 6.840 | 9,990 | 9.360 | 8,680 | 9.140 | 9.420 |
Nuevo Brunswick | 6.130 | 8,690 | 8,630 | 7.060 | 7.310 | 6.830 |
Quebec | 1.520 | 1,660 | 727 | 918 | 2,180 | 470 |
Ontario | 26,600 | 32,300 | 34,300 | 28.600 | 32 000 | 27.400 |
Manitoba | 569 | 393 | 511 | 382 | 497 | 488 |
Saskatchewan | 10,400 | 16.800 | 15.500 | 14,900 | 15,700 | 15,400 |
Alberta | 40.200 | 53.400 | 52,600 | 53,900 | 55.400 | 55,900 |
Columbia Británica | 1,180 | 1.870 | 1,480 | 1,540 | 1.460 | 1.520 |
Yukon | 94 | 8 | 8 | 8 | 11 | - |
Territorios del Noroeste | 222 | 264 | 282 | 222 | 256 | - |
Nunavut | 91 | 45 | 35 | 54 | 35 | 48 |
Canadá | 95.500 | 127.000 | 125 000 | 117.000 | 125 000 | 119.000 |
El comercio internacional
Algunas empresas hidroeléctricas provinciales se beneficiaron mucho de la liberalización del sector eléctrico de los Estados Unidos traída por la Ley de Política Energética de 1992 y la Orden 888 de la Comisión Reguladora de Energía Federal. New Brunswick, Manitoba, Ontario y Quebec han sido exportadores netos mientras que BC Hydro ha creado una subsidiaria de comercialización de energía para comerciar activamente en el mercado eléctrico vecino.
En 2009, Canadá exportó más de 53 TWh de electricidad - aproximadamente el 9% de su producción - a su vecino del sur de los Estados Unidos , mientras que importó 18 TWh. [134] Si bien ocupa una parte relativamente pequeña del mercado estadounidense general, los suministros canadienses constituyen una parte significativa de la energía consumida en mercados clave, como Nueva Inglaterra, el estado de Nueva York, Ohio, Michigan, Minnesota y el noroeste del Pacífico.
En agosto de 2010, Hydro-Québec firmó una renovación por 26 años de su contrato de energía de 225 MW con las mayores empresas de servicios públicos de Vermont, Central Vermont Public Service y Green Mountain Power. [135] Para facilitar el trato, el gobernador Jim Douglas firmó una nueva ley de energía renovable, H.781, [136] el 4 de junio de 2010, después de su aprobación en ambas cámaras de la Legislatura de Vermont . La ley convierte a Vermont en el primer estado de EE. UU. En declarar la energía hidroeléctrica a gran escala como "un recurso de energía renovable". [137]
Provincia | 2011 [138] | 2010 [138] | 2009 [134] | 2008 [139] | 2007 [140] | 2006 [141] | ||||||
---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
De los Estados Unidos | A los E.U | De los Estados Unidos | A los E.U | De los Estados Unidos | A los E.U | De los Estados Unidos | A los E.U | De los Estados Unidos | A los E.U | De los Estados Unidos | A los E.U | |
GWh | ||||||||||||
Alberta | 991 | 41 | 464 | 253 | 662 | 216 | 761 | 228 | 651 | 247 | 209 | 67 |
Columbia Británica | 9,999 | 9,955 | 10.124 | 5.671 | 11,275 | 6,943 | 11,514 | 8.081 | 7,202 | 10,323 | 12,209 | 5.174 |
Manitoba | 139 | 9.344 | 296 | 9.070 | 224 | 9.262 | 88 | 9,880 | 528 | 11,063 | 819 | 12,312 |
Nuevo Brunswick | 585 | 1.056 | 844 | 1.030 | 1.408 | 1.904 | 1.081 | 1367 | 646 | 1,598 | 511 | 2.058 |
nueva Escocia | 146 | - | 205 | 4 | - | - | 273 | 13 | 25 | 13 | 25 | 229 |
Ontario | 1,764 | 11,066 | 3.601 | 11,208 | 3.328 | 16,180 | 7.998 | 18,571 | 6,908 | 10,365 | 6.353 | 9.059 |
Quebec | 443 | 19,879 | 2.502 | 17.011 | 1.057 | 18,637 | 1,352 | 17.455 | 3.359 | 16,101 | 2.535 | 11,713 |
Saskatchewan | 321 | 991 | 414 | 464 | 334 | 110 | 432 | 137 | 203 | 392 | 1,147 | 595 |
Canadá | 14.387 | 51,341 | 18,449 | 44,373 | 18.288 | 53,252 | 23,499 | 55,732 | 19,522 | 50,102 | 23,808 | 41,207 |
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Notas
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