Setor elétrico no Canadá - Electricity sector in Canada

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v t e

Geração de eletricidade por fonte em 2018

•   Carvão: 7 (7,0%)
•   Gás natural, petróleo e outros: 11 (11,0%)
•   Nuclear: 15 (15,0%)
•   Hydro: 60 (60,0%)
•   Renováveis ​​não hídricas: 7 (7,0%)

O setor de eletricidade no Canadá tem desempenhado um papel significativo na vida econômica e política do país desde o final do século XIX. O setor está organizado em linhas provinciais e territoriais. Na maioria das províncias, os grandes serviços públicos integrados de propriedade do governo desempenham um papel de liderança na geração , transmissão e distribuição de eletricidade. Ontário e Alberta criaram mercados de eletricidade na última década para aumentar o investimento e a competição neste setor da economia.

A hidroeletricidade respondeu por 60% de toda a geração elétrica no Canadá em 2018, tornando o Canadá o terceiro maior produtor mundial de hidroeletricidade, depois da China e do Brasil. Desde 1960, grandes projetos hidrelétricos, especialmente em Quebec , British Columbia , Manitoba e Newfoundland and Labrador , aumentaram significativamente a capacidade de geração do país.

A segunda maior fonte de energia (15% do total) é a nuclear , com várias usinas em Ontário gerando mais da metade da eletricidade da província e um gerador em New Brunswick . Isso torna o Canadá o sexto maior produtor mundial de eletricidade gerada por energia nuclear, produzindo 95 TWh em 2017.

Os combustíveis fósseis geram 18% da eletricidade canadense, cerca da metade como carvão (7% do total) e o restante uma mistura de gás natural e petróleo. Apenas quatro províncias usam carvão para geração de eletricidade. Alberta, Saskatchewan, New Brunswick e Nova Scotia dependem do carvão para menos da metade de sua geração, enquanto outras províncias e territórios não queimam nenhum para eletricidade. Alberta e Saskatchewan também usam uma quantidade substancial de gás natural. Comunidades remotas, incluindo toda Nunavut e grande parte dos Territórios do Noroeste, produzem a maior parte de sua eletricidade de geradores a diesel , com alto custo econômico e ambiental. O governo federal criou iniciativas para reduzir a dependência da eletricidade a diesel. No entanto, em 2018, o NWT gerou 70% de sua eletricidade a partir de hidrelétricas e 4% do vento. Em Nunavut, a energia solar gera uma pequena quantidade de eletricidade por meio de pequenas instalações e projetos.

As energias renováveis ​​não hidrelétricas são uma parte de crescimento rápido do total, com 7% em 2016. Notavelmente, a Ilha do Príncipe Eduardo gera quase toda a sua eletricidade por meio da energia eólica .

O Canadá tem um comércio substancial de eletricidade com os vizinhos Estados Unidos, totalizando 72 TWh de exportação e 10 TWh de importação em 2017.

Casas, escritórios e fábricas canadenses são grandes usuários de eletricidade, ou hidrelétrica , como é freqüentemente chamada em muitas regiões do Canadá. Em 2007, o consumo de eletricidade per capita canadense estava entre os mais altos do mundo, com uma média anual de 17 MWh. Em 2017, o consumo médio anual de eletricidade per capita no Canadá caiu para 14,6 MWh. Quebec teve o maior consumo anual de 21 MWh per capita, enquanto Nunavut teve o mínimo, 6,1 MWh per capita. Em 2018, a geração de eletricidade foi responsável por 9% das emissões do Canadá, uma redução de 32% em relação a 1990.

História

A eletricidade tem sido significativa para a economia e a política do Canadá desde o final do século XIX. Na década de 1890, três empresas competiram para desenvolver as Cataratas do Niágara canadenses. Após a Primeira Guerra Mundial, os serviços provinciais foram criados. As empresas públicas concentraram-se na eletrificação rural e no desenvolvimento hidrelétrico.

Organização

O setor elétrico no Canadá é organizado ao longo de linhas provinciais e territoriais como parte de sua jurisdição sobre os recursos naturais. Todas as províncias e territórios criaram conselhos de serviços públicos e regulam as taxas de transmissão e distribuição.

O processo de liberalização da década de 1990 mudou alguns parâmetros, como a desagregação das funções de geração, transmissão e distribuição das concessionárias estabelecidas para promover um mercado atacadista competitivo ou, como no caso de grandes exportadores como Quebec e British Columbia, para cumprir a Ordem 888 da Federal Energy Regulatory Commission e outras regras do mercado dos EUA . A maioria dos governos provinciais ainda mantém uma forte participação financeira como operadores nos mercados elétricos.

Na maioria das províncias e territórios, as concessionárias são corporações da Coroa integradas verticalmente, operando como monopólios regulamentados . Este é, em geral, o caso em New Brunswick , Quebec , Manitoba , Saskatchewan , British Columbia e Nunavut . Um segundo modelo envolve uma corporação Crown como um grande gerador ou na transmissão, ao lado de um distribuidor de propriedade de um investidor , como em Newfoundland and Labrador , Yukon , os Territórios do Noroeste e, em menor grau, a Ilha do Príncipe Eduardo . Nova Scotia foi concedido um monopólio virtual para Nova Scotia Power , quando se desfez de seus investimentos no setor em 1992. No entanto, continua a haver meia dúzia de pequenos distribuidores elétricos públicas - o Municipal Companhias eléctricas de Nova Escócia que têm o direito de comprar energia a partir de outras partes, ou gerar os seus próprios. A NS tem um programa de tarifa feed-in para encorajar geradores menores. [2]

Duas províncias, Ontário e Alberta , desregulamentaram seu setor elétrico em graus diferentes na última década. Ambas as províncias operam mercados de eletricidade , mas existem diferenças significativas entre os dois sistemas. O mercado de Ontário é híbrido, com a Ontario Power Authority (agora fundida com a IESO) "contratando fornecimento, planejamento de sistema integrado e preços regulamentados para grande parte da geração e carga de Ontário". Em Alberta, o negócio de geração é competitivo, enquanto a transmissão e a distribuição são reguladas por tarifas.

Vários municípios operam sistemas de distribuição locais . Algumas delas, como a EPCOR de Edmonton , também são importantes players no negócio de geração de energia, em seu nome ou por meio do controle de empresas de capital aberto .

O governo federal , por meio do Conselho Nacional de Energia , emite licenças para linhas de transmissão interprovinciais e internacionais . A Comissão Canadense de Segurança Nuclear tem jurisdição sobre a segurança nuclear . Ottawa e as províncias compartilham jurisdição sobre questões ambientais , como poluição do ar e emissões de gases de efeito estufa . Além disso, os principais desenvolvimentos hidrelétricos desencadeiam processos de avaliação ambiental federal, uma vez que o Governo do Canadá tem o poder de regular os cursos de água e a pesca .

Negócios intensivos em energia, como fundição de alumínio e indústrias de papel e celulose , fizeram investimentos significativos ao longo do tempo na geração de energia. Uma dessas empresas é a Rio Tinto Alcan , que possui e opera 7 estações de geração hidrelétrica em Quebec e British Columbia, com uma capacidade instalada combinada de 3.300 MW.

Nos últimos anos, a desregulamentação parcial ou total do negócio de geração no atacado criou uma série de Produtores Independentes de Energia , que constroem e operam usinas e vendem a longo prazo, por meio de contratos de compra de energia - com prazos de até 35 anos - e em transações para o dia seguinte e com uma hora de antecedência, onde tais mercados existem.

Geração

Geração de eletricidade no Canadá
Hidrelétrica Nuclear Carvão Gás natural Vento Solar
v t e

Em 2013, o Canadá gerou 651,8 terawatts-hora (TWh), um aumento de 10% desde 2003. Aproximadamente 822 estações geradoras estão espalhadas do Atlântico ao Pacífico, com uma capacidade nominal de 130.543 MW. As 100 maiores estações geradoras do Canadá têm uma capacidade combinada de 100.829 MW. Em comparação, a capacidade instalada total do Canadá era de 111.000 MW em 2000.

Em 2013, o principal tipo de geração de energia pelas concessionárias no Canadá é a hidroeletricidade , com uma participação de 60,1%. Nuclear (15,8%), gás natural (10,3%), carvão (10%), eólica (1,8%), óleo combustível (1,2%), biocombustíveis e resíduos (0,8%), madeira (0,4%) e solar ( 0,1%) seguem. Outras fontes, como o coque de petróleo, representam os 0,5% restantes.

No entanto, esses números não levam em conta a variedade de combinações de gerações provinciais. Os produtores históricos de carvão, como Alberta (66,9%), Nova Escócia (58,2%) e Saskatchewan (54,8%), passaram a depender principalmente de estações geradoras a carvão . Em províncias ricas em hidrelétricas, como Manitoba (99,5%), Quebec (97,2%), Newfoundland and Labrador (97,1%) e British Columbia (88,7%), a energia hidrelétrica responde pela maior parte de toda a geração elétrica.

Na província mais populosa do Canadá, Ontario Hydro desenvolveu 11.990 MW de capacidade nuclear entre 1966 e 1993, construindo 20 reatores CANDU em 3 locais: Pickering , Darlington e Bruce . New Brunswick e, por extensão, a Ilha do Príncipe Eduardo, que compra 96% de sua energia da província vizinha, tem uma mistura diversificada, incluindo um reator nuclear e barragens hidrelétricas. No entanto, a província depende da cara geração de óleo combustível .

As capacidades de geração elétrica das províncias e territórios do Canadá são discriminadas a seguir. Os números são dados em megawatts (MW) e gigawatts-hora (GWh). As tabelas abaixo usam dados de 2010 do Statistics Canada .

Capacidade da placa de identificação

Geração total por tipo

Geração de utilidades por combustível

Nota: Ontário eliminou carvão em 2014.

Eletricidade por pessoa e por fonte de energia

Em 2009, a produção canadense de eletricidade foi de 18.566 kWh por pessoa e o uso doméstico cerca de 94% da produção (17.507 kWh / pessoa). Em 2008, a média da OCDE era de 8.991 kWh / pessoa. 64,5% do uso doméstico de eletricidade canadense foi produzido com fontes renováveis. O uso de eletricidade não renovável, ou seja, fóssil e nuclear, no Canadá em 2009 foi de 6.213 kWh / pessoa, respectivamente no Reino Unido 5.579; Alemanha 5.811; Dinamarca 4.693; Espanha 4.553; Finlândia 11.495 e Estados Unidos 12.234.

Transmissão

Um poste Mae West de uma linha de energia Hydro-Québec TransÉnergie 735 kV, reconhecível pelos espaçadores em forma de x que separam os três conjuntos de 4 condutores. Sua introdução, em 1965, facilitou o desenvolvimento de energia em grande escala no North Shore , no norte de Quebec e em Labrador .

Um término do sistema Nelson River HVDC , agora incluído na Lista de marcos do IEEE .

As redes de transmissão canadenses se estendem por 160.000 km (99.000 mi). As redes geralmente seguem orientações norte-sul, uma vez que a maioria dos centros populacionais no Canadá está concentrada nas regiões do sul ao longo da fronteira americana, enquanto os maiores projetos hidrelétricos e nucleares estão localizados em áreas escassamente habitadas ao norte. Esta situação particular forçou as concessionárias canadenses a inovar. Em novembro de 1965, a Hydro-Québec comissionou a primeira linha de força de 735 kV CA ligando o projeto Manic-Outardes à subestação de Lévis . Em 1972, a Manitoba Hydro conectou estações geradoras que fazem parte do Projeto Hidrelétrico do Rio Nelson à área de Winnipeg por meio de uma linha de alta tensão de corrente contínua, a Nelson River Bipole .

As redes de transmissão canadenses são amplamente integradas à rede elétrica dos Estados Unidos. Há maior integração e comércio com os Estados Unidos do que entre as províncias do Canadá. As concessionárias de transmissão de províncias que fazem fronteira com os Estados Unidos estão participando de organizações regionais de confiabilidade, como a North American Electric Reliability Corporation (NERC); as províncias marítimas , Quebec e Ontário fazem parte do Northeast Power Coordinating Council (NPCC) com concessionárias na Nova Inglaterra e no estado de Nova York , Manitoba participa da Midwest Reliability Organization (MRO), enquanto Alberta e British Columbia estão ligadas à Western Conselho Coordenador de Eletricidade (WECC).

As concessionárias em todo o Canadá estão fazendo grandes investimentos na manutenção da infraestrutura obsoleta e na construção de novas linhas de energia e subestações para conectar novas fontes de geração ao sistema de energia em massa. Por exemplo, em 2009, Ontário gastou US $ 2,3 bilhões em uma série de projetos de transmissão que visam conectar a nova capacidade renovável promovida pela Lei de Energia Verde . Em Alberta, a AESO recomendou em 2008 a construção de um sistema de loop de US $ 1,83 bilhão, 240 kV na parte sul da província para integrar até 2.700 MW de nova geração eólica. Em Quebec, a Hydro-Québec TransÉnergie apresentou um plano de investimento de US $ 1,47 bilhão para conectar 2.000 MW de nova geração eólica programada para entrar em operação entre 2011 e 2015.

Cotações

Notas

Em fevereiro de 2020, o custo residencial médio de eletricidade no Canadá era de $ 0,174 / kWh e $ 0,135 / kWh se excluindo os territórios, com base em um uso mensal de 1.000 kWh.

Províncias

Alberta

A Estação Geradora de Sheerness , perto de Hanna. Comissionada em 1986, a usina termoelétrica a carvão de 760 MW é uma joint venture entre a ATCO e a TransAlta .

Alberta foi a primeira província canadense a implementar um mercado de eletricidade desregulamentado. O mercado foi estabelecido em 1996, após a adoção da Lei das Utilidades Elétricas , no ano anterior. As concessionárias de distribuição local, sejam de propriedade do investidor ou municipal, mantiveram a obrigação de fornecer e as 6 maiores concessionárias receberam uma parcela da produção dos geradores existentes a um preço fixo. A província passou a ter acesso total ao varejo em 2001 e um mercado à vista, sob o comando do Operador do Sistema Elétrico de Alberta , foi estabelecido em 2003. Depois que os consumidores reclamaram dos preços altos em 2000, o governo implementou uma Opção de Taxa Regulada (RRO), como um meio de proteger os consumidores da volatilidade dos preços.

O setor de geração em Alberta é dominado pela TransAlta , ENMAX e Capital Power Corporation , um spin-off da EPCOR, empresa municipal de Edmonton . Embora 5.700 MW de nova geração tenham sido adicionados e 1.470 de usinas antigas tenham sido aposentadas entre 1998 e 2009, o carvão ainda respondia por 73,8% da energia gerada pela concessionária em 2007, seguido pelo gás natural, com 20,6%.

A capacidade instalada atingiu 12.834 MW em 2009, sendo o carvão (5.692 MW) e o gás natural (5.189 MW) a maior parte da frota de geração da província. As recentes adições à rede aumentaram a capacidade eólica para 657 MW, enquanto a capacidade hidrelétrica está em 900 MW. Apesar de novas medidas de emissão mais duras anunciadas pelo governo federal em junho de 2010, funcionários da indústria acreditavam que a província continuará usando carvão para gerar eletricidade até 2050. Em novembro de 2015, o governo anunciou a eliminação do carvão em 2030. Lago Mildred de Syncrude e Aurora Norte Plant Sites, a estação de energia elétrica de Sundance a carvão e a estação de geração de Genesee a carvão são as três principais fontes de gases de efeito estufa no Canadá.

Columbia Britânica

BC Hydro's Revelstoke Dam (1984).

A BC Hydro foi criada em 1961 quando o governo da Colúmbia Britânica, sob o comando do primeiro-ministro WAC Bennett , aprovou a Lei BC Hydro. Este ato levou à fusão da BC Electric Company e da BC Power Commission, e à criação da British Columbia Hydro and Power Authority (BCHPA). BC Hydro é o principal distribuidor de eletricidade, servindo 1,8 milhões de clientes na maioria das áreas, com exceção da região de Kootenay , onde a FortisBC , uma subsidiária da Fortis Inc. fornece serviços elétricos diretamente para 111.000 clientes e fornece serviços públicos municipais na mesma área.

Entre 1960 e 1984, a BC Hydro concluiu seis grandes projetos de geração hidroelétrica , incluindo a Barragem Bennett de 2.730 MW WAC e a Estação Geradora Gordon M. Shrum e Peace Canyon no rio Peace , Mica e Revelstoke no rio Columbia , Canal Kootenay no Rio Kootenay e Barragem de Seven Mile , no rio Pend d'Oreille .

Uma terceira barragem e uma estação geradora de 900 MW no rio Peace, a barragem Site C perto de Fort St. John , foram discutidas por décadas e foram rejeitadas no início dos anos 1990. Em abril de 2010, o governo da Colúmbia Britânica anunciou a mudança do projeto para uma fase de revisão regulatória. Um aviso de construção do Site C com início em 2015 foi emitido em julho de 2015. A barragem de Revelstoke construída em 1984 foi a última nova barragem construída pela BC Hydro.

O governo liberal da província promoveu a construção de uma série de projetos hidrelétricos de pequena escala por empresas privadas. Em abril de 2010, 63 contratos de compra de energia de longo prazo foram assinados com Produtores Independentes de Energia para 2.629 MW de capacidade e 10,3 TWh de energia.

Em 2015, a energia hidrelétrica representou 87% da geração total, sendo o restante biomassa, eólica e algum gás natural.

BC Hydro via Powerex comercializa eletricidade para o leste com Alberta e para o sul com todo o oeste dos Estados Unidos através da Pacific-Intertie . Em 2014, o BC teve o maior volume de importação de eletricidade no Canadá (9700 Mwh), proveniente da Western Interconnection nos EUA, que é 60% movida a combustível fóssil. A BC Hydro normalmente importa energia fora do horário de pico, quando as usinas térmicas nos EUA e Alberta têm energia excedente para venda. Em seguida, exporta energia hidrelétrica durante os horários de pico, quando os preços são mais altos.

Manitoba

A Estação Geradora de Pine Falls no Rio Winnipeg

Manitoba Hydro é a corporação da coroa responsável pela geração, transmissão e distribuição de eletricidade em Manitoba. Sua capacidade instalada era, em 2015, de 5.701 MW, gerados principalmente em 15 estações de geração hidrelétrica nos rios Nelson, Saskatchewan, Laurie e Winnipeg.

A empresa concluiu o projeto hidrelétrico Wuskwatim de 200 MW em parceria com a Nação Nisichawayasihk Cree, com a primeira energia do projeto em junho de 2012. Ao antecipar a data de conclusão do projeto em 3 anos, a Manitoba Hydro espera lucrar com as exportações lucrativas no meio - oeste dos Estados Unidos . A concessionária está construindo uma nova estação de 695 MW em Keeyask, no Rio Nelson, com previsão de conclusão em 2019.

O utilitário concluiu a construção de uma terceira linha de energia HVDC ligando o norte de Manitoba e a área de Winnipeg. O projeto Bipole III envolve a construção de uma linha de transmissão de 1.364 km e duas novas estações conversoras. Com Keeyask em construção, a Manitoba Hydro também realizou estudos de mais um grande projeto hidrelétrico, a estação de geração de Conawapa.

New Brunswick

Parque eólico Kent Hills da TransAlta (2008), perto de Moncton. Os defensores das energias renováveis ​​acreditam que New Brunswick pode impulsionar seus investimentos em energia eólica usando uma abordagem baseada na comunidade.

New Brunswick tem um mix de geração diversificado, com combustível fóssil, capacidade hidrelétrica e nuclear. Estabelecida em 1920, a concessionária provincial NB Power possuía 3.297 MW de capacidade instalada em 31 de março de 2008. Desde então, a empresa aposentou 2 usinas e planeja desligar permanentemente a estação geradora a óleo Dalhousie de 300 MW.

Na última década, a concessionária estatal enfrentou problemas com o fracasso de um plano para trocar duas de suas grandes instalações térmicas para Orimulsion , um combustível de betume pesado produzido pela PDVSA , a empresa de petróleo do governo venezuelano , e um atraso de 2 anos na reforma de meia-idade da Estação Geradora Nuclear de Point Lepreau .

Em outubro de 2009, o governo provincial assinou um memorando de entendimento com Quebec para vender a maior parte dos ativos da NB Power para a Hydro-Québec . O polêmico acordo foi cancelado em março de 2010.

Desde então, algumas opções são discutidas para modernizar infra-estrutura eléctrica New Brunswick, incluindo um plano para construir uma Intertie 500 MW com Nova Escócia e um acordo preliminar com a França 's Areva para avaliar a viabilidade de uma segunda estação de geração nuclear no Site de Point Lepreau. No entanto, o plano de expansão nuclear foi engavetado poucas horas após a eleição de um governo conservador progressista liderado por David Alward em setembro de 2010.

Terra Nova e Labrador

Newfoundland and Labrador Hydro , uma subsidiária da estatal Nalcor Energy , tem uma capacidade de geração instalada de 7289 MW e é a quarta maior de todas as empresas de serviços públicos no Canadá. Ela possui e opera a maior parte da geração na província, a rede de transmissão e vende diretamente para grandes clientes industriais. A empresa também atende comunidades remotas não conectadas às principais redes de energia, em Newfoundland e em Labrador .

Newfoundland Power , uma subsidiária da Fortis Inc. , com sede em St. John's , é uma distribuidora regulamentada que atende 239.000 clientes, representando 85% de todos os consumidores de eletricidade da província. A empresa compra 90% de sua energia da Newfoundland and Labrador Hydro.

Newfoundland and Labrador depende principalmente da energia hidrelétrica para suas necessidades de geração, complementada pela Estação Geradora Térmica de Holyrood, de 500 MW , perto de St. John's. A principal estação de energia da província, a Estação Geradora Churchill Falls de 5.428 MW , foi comissionada entre 1971 e 1974. A estação geradora é propriedade da Churchill Falls Labrador Corporation Limited , uma joint venture entre Newfoundland and Labrador Hydro (65,8%) e Hydro- Québec (34,2%). A maior parte da produção da planta é vendida a um preço fixo para a concessionária de Quebec sob um contrato de compra de energia de 65 anos com vencimento em 2041.

O Projeto Lower Churchill é um projeto hidrelétrico planejado em Labrador, para desenvolver os 35 por cento restantes do rio Churchill que ainda não foram desenvolvidos pela Estação Geradora de Churchill Falls. As duas instalações do Lower Churchill em Gull Island e Muskrat Falls terão uma capacidade combinada de mais de 3.074 MW e serão capazes de fornecer 16,7 TWh de eletricidade por ano. O Muskrat Falls Generation Facility consistirá em uma barragem, um vertedouro e uma casa de força com quatro turbinas Kaplan e uma capacidade de geração total de 824 MW. A construção da instalação de geração de Muskrat Falls começou em 2013 e está prevista para ser concluída em 2021.

nova Escócia

Estação de geração Tufts Cove de 500 MW da NS Power , em Dartmouth , perto de Halifax.

A Nova Scotia Power Inc. (NSPI), uma subsidiária da Emera sediada em Halifax , é o serviço público responsável pela geração, transmissão e distribuição de eletricidade na Nova Escócia. Anteriormente uma empresa estatal , foi privatizada em 1992 pelo governo conservador do premier Donald Cameron , no que foi chamado na época a maior oferta pública inicial (IPO) da história canadense. Dos $ 816 milhões arrecadados, "$ 616 milhões foram usados ​​para recapitalizar a Nova Scotia Power pagando dívidas da concessionária".

NS Power tem uma capacidade de geração de 2.293 MW: 5 usinas térmicas alimentadas com uma mistura de carvão , coque de petróleo , óleo combustível e gás natural , fornecem a maior parte do fornecimento anual de 13 TWh. A empresa também opera a Estação Geradora Annapolis Royal Tidal , única do gênero na América do Norte, e 33 usinas hidrelétricas, em sua maioria de pequeno porte, com exceção da Estação Geradora Wreck Cove de 230 MW, inaugurada em 1978.

Ao longo dos anos, a NS Power foi culpada pelos residentes da Nova Escócia por seu registro de manutenção insatisfatório e sua falha em reconectar rapidamente os clientes após tempestades. Em setembro de 2003, 700.000 residentes da Nova Escócia ficaram sem energia por até duas semanas após a passagem do furacão Juan . A tempestade de categoria 2 danificou 27 linhas de transmissão principais, várias torres de transmissão, 117 alimentadores de distribuição e 31 subestações elétricas principais. Mais recentemente, a questão do investimento da empresa na rede provincial foi levantada em um debate entre os líderes durante a campanha eleitoral de 2009 . A empresa recebeu elogios do premier Darrell Dexter por seus esforços para restaurar a energia após a passagem do furacão Earl em setembro de 2010.

Para obter informações sobre a pequena cooperativa de serviços públicos de Riverport e distribuidores de serviços públicos elétricos (de Lunenburg , Mahone Bay , Antigonish , Berwick e Canso ), consulte os artigos principais dessas cidades. Para obter informações sobre a cooperativa, consulte Municipal Electric Utilities of Nova Scotia .

Ontário

A Bruce Nuclear Generating Station perto de Kincardine , é a maior estação nuclear do mundo com uma capacidade instalada de 7.276 MW (bruto).

O Parque Eólico Erie Shores , perto de Port Burwell .

Mix de geração de eletricidade em Ontário (totalizando 132,1 TWh) em 2017.

A eletricidade é gerada em Ontário a partir de energia nuclear, hidrelétrica, gás natural e fontes renováveis ​​como eólica, solar e biomassa. A produção total em 2017 foi de 132,1 TWh (ou seja, 132,1 bilhões de kWh). As várias fontes de geração usadas em 2017 são mostradas no gráfico de pizza à direita. Em abril de 2014, Ontário eliminou o carvão como fonte de geração de eletricidade. O mix de geração da hora atual pode ser visualizado na página do Operador Independente do Sistema Elétrico (IESO) .

Conforme observado acima, a produção total de eletricidade em Ontário em 2017 foi de 132,1 TWh. Adicionar importações de 6,6 TWh e subtrair exportações de 19,1 TWh deixa 119,6 TWh de uso em Ontário. Com uma população estimada em 2017 de 14.193.384, o uso de eletricidade por pessoa em Ontário em 2017 foi de 9.307 kWh por ano, ou cerca de 60% da média canadense mostrada na tabela Eletricidade por pessoa e por fonte de energia exibida anteriormente neste artigo. (Observe que este número inclui todos os usos - comercial, industrial e institucional, bem como uso doméstico - e está no ponto de produção, ou seja, antes de subtrair as perdas de transmissão e distribuição.) O uso por pessoa em Ontário pode ser inferior ao nacional média porque o gás natural está mais amplamente disponível e tem uma vantagem de custo significativa para aquecimento.

Ontário foi considerado uma rede de pico de verão desde 2000, no entanto, devido às temperaturas particularmente frias do inverno e temperaturas moderadas do verão, Ontário atingiu o pico de inverno em 2014. Em sua Perspectiva de 18 meses emitida em setembro de 2014, o Operador Independente do Sistema Elétrico (IESO) prevê um pico de inverno 2014–2015 de 22.149 MW em um cenário de clima normal, e um pico de verão 2015 de 22.808 MW, também em um cenário de clima normal. O recorde histórico para a demanda de Ontário foi estabelecido em 1º de agosto de 2006, quando o pico de demanda por eletricidade atingiu 27.005 megawatts. (Ver onda de calor na América do Norte em 2006 ).

No geral, Ontário é um exportador líquido de eletricidade. Ontário importa eletricidade, principalmente das províncias vizinhas de Quebec e Manitoba (ambas são principalmente sistemas hidrelétricos) e exporta eletricidade, principalmente para Michigan e o estado de Nova York, que dependem fortemente de combustíveis fósseis - carvão no caso de Michigan, e gás natural no caso de Nova York.

Em 2017, as exportações brutas de Ontário foram de 19,1 TWh, ou seja, quase igual à metade de sua geração hidrelétrica de 37,7 TWh em 2017. (Embora o Canadá seja o terceiro maior produtor mundial de gás natural, Ontário importa gás natural dos Estados Unidos e do oeste do Canadá .) Se todas as emissões de carbono associadas à geração a gás natural fossem alocadas às exportações, quase toda a eletricidade consumida em Ontário seria de fontes não-carbono ou neutras em carbono. (Observe, no entanto, que a geração de gás natural não é necessariamente coincidente com as exportações e as usinas de gás natural às vezes precisam ser operadas devido a restrições de transmissão regional e como backup para a geração eólica que é intermitente e um tanto imprevisível.)

Ontário adotou a energia nuclear nas décadas de 1970 e 1980, construindo três grandes instalações nucleares e 18 reatores CANDU , que em 2013 forneciam 59% da produção de eletricidade da província, ou quilowatt-hora igual a 65% da eletricidade consumida na província. A conclusão da Estação de Geração Nuclear de Darlington em 1993, "a um custo várias vezes superior às estimativas originais", causou enormes aumentos nas tarifas e uma reavaliação da política de eletricidade de Ontário . Três documentos importantes de política, o Comitê Consultivo sobre Concorrência no Sistema Elétrico de Ontário (1996), presidido pelo ex-ministro federal Donald Macdonald , um Livro Branco do governo sobre política de eletricidade (1997) e o relatório do Comitê de Design de Mercado (1999) abriram o caminho para um grande revisão da indústria.

Em abril de 1999, a Ontario Hydro foi dividida em cinco empresas sucessoras: Ontario Power Generation (OPG), responsável pela geração; Hydro One , uma concessionária de transmissão e distribuição; o Operador de Mercado Independente , responsável pela operação de um mercado grossista elétrico desregulamentado na província; a Autoridade de Segurança Elétrica e a Ontario Electricity Financial Corporation, responsáveis ​​pela dívida oculta de US $ 38,1 bilhões , derivativos e outros passivos da antiga empresa de serviços públicos integrados.

Em 2001, a OPG arrendou a maior usina de energia do Canadá, a Bruce Nuclear Generating Station para Bruce Power , um consórcio privado originalmente liderado pela British Energy , reduzindo sua participação no mercado de geração provincial para 70%. O governo abriu o mercado competitivo em 1º de maio de 2002, mas as ondas de calor e as secas no verão de 2002 fizeram com que os preços no atacado disparassem para picos de $ 4,71 / kWh em julho e $ 10,28 / kWh em setembro. Diante de amargas reclamações dos consumidores, o governo de Ernie Eves anunciou um congelamento de preços para pequenos clientes, deixando o mercado atacadista intacto, em 11 de novembro de 2002.

Embora Eves foi elogiada para a pausa no mercado de geração de desregulamentação o cancelamento da Hydro One 's oferta pública inicial e sua manipulação da norte-americana apagão de 2003 , os conservadores progressivos foram derrotados por Dalton McGuinty ' s liberais na eleição provincial de 2003 . Nesse ínterim, a eliminação da geração a carvão - incluindo a maior usina a carvão da América do Norte, a Estação Geradora de Nanticoke de 3.640 MW - tornou-se uma questão política. Em 2002, os conservadores prometeram fechar as 5 usinas de carvão de Ontário até 2015, enquanto McGuinty se comprometeu com uma data de aposentadoria em 2007, que foi adiada para 2014.

Em abril de 2009, a legislatura de Ontário aprovou a Lei de Energia Verde, estabelecendo tarifas de fornecimento de energia de fontes renováveis ​​e agilizando o processo de aprovação para novos locais de geração. Dois meses após a aprovação do projeto, Ontário anunciou a suspensão de um processo competitivo para a compra de 2 novos reatores nucleares em Darlington, citando o preço, posteriormente avaliado em US $ 26 bilhões. Os críticos da estratégia do governo enfatizam que a lei aumentará o preço da eletricidade e prejudicará a confiabilidade do sistema, enquanto coloca alguns residentes locais contra os desenvolvedores eólicos.

O impacto da lei foi notável em termos do impacto do preço sobre os consumidores finais. Desde 2009, os preços da eletricidade aumentaram 95% para os proprietários e 115% para as pequenas empresas na província de Ontário.

Em junho de 2018, a capacidade eólica de Ontário era de 4.412 MW. Em 2010, a capacidade eólica de Ontário representava mais de um terço do total do Canadá.

Ilha Principe Edward

O parque eólico North Cape.

A Ilha do Príncipe Eduardo é a única província canadense sem uma usina hidrelétrica . A província depende muito da importação de energia das instalações de geração de energia da NB em New Brunswick . Duas linhas de energia submarinas fornecem mais de 80% da carga provincial. Desde o início de 2000, o governo provincial promoveu a província como um bom lugar para instalar parques eólicos .

A Maritime Electric , uma subsidiária da Fortis Inc. sediada em St. John's , opera o serviço público integrado que atende a maior parte da província, com exceção da cidade de Summerside , que fornece serviço elétrico aos seus residentes desde 1920. Ambas as concessionárias são proprietárias e operar usinas a diesel , usadas como pico ou em emergências.

As tarifas de eletricidade em Charlottetown são as mais altas das 12 grandes cidades canadenses pesquisadas pela Hydro-Québec em seu compêndio anual de tarifas de eletricidade na América do Norte. De acordo com o documento, um cliente residencial que usa 1.000 kWh por mês pagaria 17,29 centavos / kWh, uma tarifa duas vezes e meia superior à paga pelos consumidores em Montreal , Winnipeg ou Vancouver .

Em novembro de 2009, o premier Robert Ghiz esperava reduzir o preço da eletricidade e, ao mesmo tempo, limitar as emissões atmosféricas, abrindo negociações com o governo de Quebec para um acordo de fornecimento de longo prazo. Estão em curso negociações com a Hydro-Québec e outros fornecedores, incluindo o atual fornecedor NB Power.

Quebec

A estação geradora subterrânea de Robert-Bourassa é a maior usina hidrelétrica do Canadá. A usina de 16 unidades tem capacidade instalada de 5.616 MW.

O setor de eletricidade de Quebec é dominado pela maior empresa de serviços públicos do Canadá, a Hydro-Québec, de propriedade do governo. Com capacidade instalada de 36.810 MW, incluindo 34.118 MW de energia hidrelétrica, a concessionária gerou e comprou 203,2 TWh em 2009, quase um terço de toda a eletricidade gerada no Canadá. Beneficiando-se de baixos custos de geração, taxas de juros favoráveis ​​e altos preços de exportação, a Hydro-Québec pagou US $ 10 bilhões em dividendos ao governo de Quebec entre 2005 e 2009.

Desde 2003, a empresa comissionou 8 novas usinas hidrelétricas para um total de 2.343 MW e atualmente está construindo 6 novas usinas: Eastmain-1-A (768 MW) e Sarcelle (150 MW) previstas para 2012, e 4 estações geradoras em o rio Romaine (1.550 MW) a ser comissionado entre 2014 e 2020. O último plano estratégico da Hydro-Québec, lançado em 2009, delineia mais 3.500 MW de nova capacidade de geração, incluindo 3.000 MW de projetos hídricos adicionais, a serem construídos até 2035. Os investimentos totais da empresa em geração, transmissão, distribuição e eficiência energética para o período de 2009-2013 devem chegar a US $ 25,1 bilhões.

Quebec também pretende aumentar sua capacidade de geração eólica. A estratégia energética do governo de 2006 prevê a construção de 3.500 MW até 2015. Duas licitações iniciadas em 2003 e 2005 resultaram na assinatura de 22 Contratos de Compra de Energia de 20 anos entre a Hydro-Québec e produtores independentes de energia , para uma capacidade total de 2.990 MW. Um terceiro, voltado para projetos comunitários de pequena escala ou liderados pelas Primeiras Nações, deverá ser concluído até o final de 2010. A província obteve 99% de sua eletricidade de fontes renováveis ​​em 2013.

Saskatchewan

Boundary Dam Coal Generating Station in Estevan

Em 2007, Saskatchewan produziu 12.362 GWh de eletricidade por meio de suas usinas a carvão, em uma geração total de 20.278 GWh. SaskPower , o serviço público estatal, é o principal gerador de energia da província. A empresa possui capacidade de geração de 3.371 MW e 17 unidades geradoras. Isso inclui três usinas de base movidas a carvão (1.682 MW), cinco usinas a gás natural (674 MW), sete empreendimentos hidrelétricos (854 MW) e dois parques eólicos (161 MW). Dois produtores independentes de energia, as estações de cogeração Cory e Meridian têm uma capacidade combinada de 438 MW, enquanto 5 instalações de calor residual têm uma produção máxima de 31 MW.

O estado atual do sistema elétrico exigirá pesados ​​investimentos na próxima década. Discussões foram realizadas com Manitoba sobre a construção de uma interconexão de 138 kV entre as duas províncias vizinhas. Uma nova propriedade privada gás natural -fired -ciclo combinado turbina de geração em North Battleford está em construção. A instalação de 260 MW está prevista para ser concluída em 2013.

Yukon

A Yukon Energy Corporation é a corporação da coroa que gera a maior parte da energia consumida em Yukon . Hydro é a principal fonte de geração, com 93,2% de participação em 2007. É complementada por uma turbina eólica em Whitehorse e geradores a diesel em comunidades remotas. Yukon tem duas grades separadas. Nenhum deles está conectado à rede elétrica continental. Yukon Electrical Company é o principal distribuidor em Yukon.

Em sua Estratégia de Energia , lançada em 2009, o governo de Yukon afirmou que quer aumentar em 20% o fornecimento de energia renovável, hídrica e eólica. O governo também está considerando ligar as duas principais redes de energia de Yukon, completando a linha de transmissão Carmacks para Stewart. Nenhum horário foi definido.

Territórios do Noroeste

Embora os Territórios do Noroeste não estejam conectados à rede elétrica da América do Norte , há duas redes elétricas operando no território, a primeira na área de Yellowknife e a outra em Fort Smith . Na maioria das comunidades, as cargas são atendidas por geradores a diesel locais .

A Northwest Territories Power Corporation, de propriedade do governo, é responsável pela geração de energia, enquanto a Northland Utilities , uma subsidiária da ATCO , opera as redes de distribuição.

Nunavut

A Qulliq Energy , uma empresa estatal , é a única geradora de energia que atende a Nunavut . Qulliq tem um total de 25 geradores a diesel , atendendo a 25 comunidades. O território não está conectado à rede elétrica norte-americana .

A Qulliq Energy planeja construir um pequeno projeto hidrelétrico em Jaynes Inlet, não muito longe da capital territorial, Iqaluit , que atualmente é servido por dois geradores a diesel . A estação geradora de 5 MW, que poderia custar mais de US $ 200 milhões, foi adiada pelos preços mais baixos do petróleo e pela crise financeira . A construção pode começar em 2015 ou 2016.

Das Alterações Climáticas

em 2013, a geração de eletricidade foi responsável por 105 Mt das emissões de dióxido de carbono, 20% do total nacional, perdendo apenas para o transporte com 32%. Isso representa uma redução de 18% desde 2005.

Enquanto o Canadá reduz a pegada de carbono nos EUA exportando 10% da hidroeletricidade total, mais da metade de todas as residências e empresas canadenses queimam gás natural para aquecimento. Energia hidrelétrica, energia nuclear e eólica geram 80% da eletricidade do Canadá, carvão e gás natural são queimados para os 20% restantes.

Em 2008, o setor de eletricidade de Alberta era o mais intensivo em carbono de todas as províncias e territórios canadenses, com emissões totais de 55,9 milhões de toneladas de CO
₂equivalente em 2008, respondendo por 47% de todas as emissões canadenses no setor de geração de eletricidade e calor. É seguido por Ontário (27,4 Mt CO
₂eq.), Saskatchewan (15,4 Mt CO
₂eq.) e Nova Escócia (9,4 Mt CO
₂eq.). De todas as províncias, Quebec tem a menor intensidade de carbono no setor elétrico com 2,45 g de CO
₂eq. por kWh de eletricidade gerada.

Ontário registrou uma grande queda nas emissões em 2008, devido à menor demanda, preços do gás natural e instruções do governo para a Ontario Power Generation em relação a um descomissionamento gradual da geração a carvão até 2014. De acordo com o Independent Electricity System Operator of Ontario, 4.700 MW de nova geração a gás natural e 1.100 MW de parques eólicos foram comissionados na província entre 2003 e 2009. A nova capacidade de gás natural permitirá que Ontário retire 2 unidades cada nas estações geradoras de Nanticoke e Lambton até o final de 2010, em caminho para uma eliminação completa até o final de 2014.

Em Alberta, a TransAlta e a Capital Power Corporation empreenderam a construção de um projeto de captura e armazenamento de carbono na central elétrica alimentada a carvão sub-betuminoso supercrítico Keephills-3 de 450 MW . O projeto, que recebeu uma doação de US $ 770 milhões dos governos federal e provincial, envolveu o armazenamento do CO capturado
₂por meio de sequestro geológico e recuperação aprimorada de petróleo . Estava programado para estar operacional em 2015; no entanto, o projeto foi cancelado em 2012. Em março de 2010, a SaskPower anunciou seu próprio projeto de sequestro de carbono na Boundary Dam Power Station , a maior usina de carvão da província. Na Colúmbia Britânica, o governo provincial ordenou que a BC Hydro removesse a Estação Geradora de Burrard, movida a gás, de 50 anos de sua lista de usinas de carga de base .

Comércio internacional

Algumas empresas hidrelétricas provinciais se beneficiaram muito com a liberalização do setor elétrico dos Estados Unidos trazida pela Lei de Política de Energia de 1992 e pela Ordem 888 da Comissão Reguladora de Energia Federal. New Brunswick, Manitoba, Ontário e Quebec foram exportadores líquidos, enquanto BC A Hydro criou uma subsidiária de marketing de energia para negociar ativamente no mercado de eletricidade vizinho.

Em 2009, o Canadá exportou mais de 53 TWh de eletricidade - aproximadamente 9% de sua produção - para seu vizinho ao sul, os Estados Unidos , enquanto importava 18 TWh. Embora ocupando uma parte relativamente pequena do mercado geral dos EUA, os suprimentos canadenses constituem uma parcela significativa da energia consumida nos principais mercados, como Nova Inglaterra, Estado de Nova York, Ohio, Michigan, Minnesota e Noroeste do Pacífico.

Em agosto de 2010, a Hydro-Québec assinou uma renovação de 26 anos de seu contrato de energia de 225 MW com as maiores empresas de serviços públicos de Vermont, Central Vermont Public Service e Green Mountain Power. Para facilitar o negócio, uma nova lei de energia renovável, H.781, foi sancionada pelo governador Jim Douglas em 4 de junho de 2010, após a aprovação em ambas as casas do Legislativo de Vermont . A lei torna Vermont o primeiro estado dos EUA a declarar a energia hidrelétrica em grande escala como "um recurso de energia renovável".

Leitura adicional

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• Dales, John H. (1957). Hydroelectricity and Industrial Development Quebec 1898–1940 . Cambridge, MA: Harvard University Press.
• Froschauer, Karl (1999). Ouro branco: energia hidrelétrica no Canadá . Vancouver: UBC Press. ISBN 0-7748-0708-3.
• Agência Internacional de Energia (2009). Políticas de energia dos países da IEA - Canadá, revisão de 2009 . Paris: OCDE / IEA. ISBN 978-92-64-06043-2.
• Negru, John (1990). O século da eletricidade: uma história ilustrada da eletricidade no Canadá: a Canadian Electrical Association, 1891–1991 . Montreal: Canadian Electrical Association. ISBN 2-9802153-0-9.
• Norrie, Kenneth; Owram, Douglas; Emery, JC Herbert (2008). A History of the Canadian Economy (4ª ed.). Toronto: Nelson. ISBN 978-0-17-625250-2.
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• Statistics Canada (abril de 2009). “Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica” (PDF) . Geração, Transmissão e Distribuição de Energia Elétrica = Produção, Transporte e Distribuição de Eletricidade . Ottawa: Statistics Canada. ISSN  1703-2636 . Número do catálogo: 57-202-X.
• Statistics Canada (fevereiro de 2010). "Relatório sobre a oferta e demanda de energia no Canadá" (PDF) . Relatório sobre a oferta-demanda de energia no Canadá . Ottawa: Statistics Canada. ISSN  1708-1599 . Número do catálogo: 57-003-X.
• L'Ère électrique - The Electric Age from PUO - Publications en libre accès // UOP - Publicações de acesso aberto .

Notas

Referências