Электроэнергетический сектор в Канаде играет значительную роль в экономической и политической жизни страны с конца 19 века. Сектор организован по провинциальному и территориальному признаку. В большинстве провинций крупные государственные интегрированные коммунальные предприятия играют ведущую роль в производстве , передаче и распределении электроэнергии. Онтарио и Альберта создали рынки электроэнергии в последнее десятилетие [ какие? ] для увеличения инвестиций и конкуренции в этом секторе экономики. [2]
В 2018 году доля гидроэлектроэнергии в общем объеме производства электроэнергии в Канаде составила 60 %, [3] что сделало Канаду третьим по величине производителем гидроэлектроэнергии в мире после Китая и Бразилии. [4] С 1960 года крупные гидроэнергетические проекты, особенно в Квебеке , Ньюфаундленде и Лабрадоре , Британской Колумбии и Манитобе, значительно увеличили генерирующие мощности страны.
Вторым по величине источником энергии (15% от общего объема) является атомная энергетика , несколько заводов в Онтарио производят более половины электроэнергии этой провинции, а один генератор находится в Нью-Брансуике . Это делает Канаду шестым по величине производителем электроэнергии в мире, вырабатываемой атомной энергетикой, выработав 95 ТВт·ч в 2017 году. [5]
Ископаемое топливо вырабатывает 18% канадской электроэнергии, около половины — уголь (7% от общего объема), а остальное — смесь природного газа и нефти. Только четыре провинции используют уголь для выработки электроэнергии. Альберта, Саскачеван, Нью-Брансуик и Новая Шотландия используют уголь менее чем для половины своей генерации, в то время как другие провинции и территории не сжигают его для получения электроэнергии. Альберта и Саскачеван также используют значительное количество природного газа. Отдаленные сообщества, включая весь Нунавут и большую часть Северо-Западных территорий, производят большую часть своей электроэнергии с помощью дизельных генераторов , что сопряжено с высокими экономическими и экологическими издержками. Федеральное правительство разработало инициативы по снижению зависимости от дизельной электроэнергии. [6] Однако в 2018 году Северо-Западные территории вырабатывали 70% своей электроэнергии с помощью гидроэлектростанций и 4% — с помощью ветра. [7] В Нунавуте солнечная энергия вырабатывает небольшое количество электроэнергии с помощью небольших установок и проектов. [8]
Негидроэнергетические возобновляемые источники энергии составляют быстрорастущую долю от общего объема, составив 7% в 2016 году. Примечательно, что Остров Принца Эдуарда вырабатывает почти всю свою электроэнергию с помощью ветроэнергетики .
Канада осуществляет значительную торговлю электроэнергией с соседними Соединенными Штатами: в 2017 году объем экспорта составил 72 ТВт·ч, а импорта — 10 ТВт·ч.
Канадские дома, офисы и фабрики являются крупными потребителями электроэнергии, или гидроэнергии , как ее часто называют во многих регионах Канады. [9] В 2007 году потребление электроэнергии на душу населения в Канаде было одним из самых высоких в мире, со среднегодовым показателем 17 МВт·ч. [10] В 2017 году среднегодовое потребление электроэнергии на душу населения в Канаде снизилось до 14,6 МВт·ч. В Квебеке было самое высокое годовое потребление — 21 МВт·ч на душу населения, в то время как в Нунавуте было самое низкое — 6,1 МВт·ч на душу населения. [11] В 2018 году на производство электроэнергии приходилось 9% выбросов Канады, что на 32% меньше, чем в 1990 году. [12]
Электричество имело важное значение для экономики и политики Канады с конца 19 века. В 1890-х годах три компании конкурировали за разработку канадского Ниагарского водопада. [13] После Первой мировой войны были созданы провинциальные коммунальные службы. Государственные компании сосредоточились на электрификации сельских районов и развитии гидроэлектростанций.
Электроэнергетический сектор в Канаде организован по провинциальным и территориальным линиям как часть их юрисдикции над природными ресурсами. Все провинции и территории создали советы по коммунальным услугам и регулируют тарифы на передачу и распределение.
Процесс либерализации 1990-х годов изменил некоторые параметры, такие как разделение функций генерации, передачи и распределения действующих коммунальных предприятий, чтобы способствовать развитию конкурентного оптового рынка [14] или, как в случаях крупных экспортеров, таких как Квебек и Британская Колумбия, чтобы соответствовать Приказу 888 Федеральной комиссии по регулированию энергетики и другим правилам рынка США . Большинство провинциальных правительств по-прежнему сохраняют сильную финансовую долю в качестве операторов на рынках электроэнергии.
В большинстве провинций и территорий коммунальные службы являются вертикально интегрированными корпорациями Короны, действующими как регулируемые монополии . Это в целом имеет место в Нью-Брансуике , Квебеке , Манитобе , Саскачеване , Британской Колумбии и Нунавуте . Вторая модель включает в себя корпорацию Короны как крупного производителя или поставщика электроэнергии, наряду с дистрибьютором, принадлежащим инвестору , как в Ньюфаундленде и Лабрадоре , Юконе , Северо-Западных территориях и, в меньшей степени, на острове Принца Эдуарда . Новая Шотландия предоставила Nova Scotia Power фактическую монополию , когда она отказалась от своих инвестиций в сектор в 1992 году. [15] Однако остается полдюжины небольших государственных электрораспределителей — муниципальные электроэнергетические компании Новой Шотландии, которые имеют право покупать электроэнергию у других сторон или вырабатывать свою собственную. В Новой Шотландии действует программа льготных тарифов для поощрения более мелких производителей электроэнергии. [16]
Две провинции, Онтарио и Альберта , в разной степени дерегулировали свою электроэнергетическую отрасль за последнее десятилетие. Обе провинции управляют рынками электроэнергии , но между двумя системами есть существенные различия. Рынок Онтарио является гибридным, при этом Управление энергетики Онтарио (теперь объединенное с IESO) «заключает контракты на поставку, комплексное системное планирование и регулируемое ценообразование для большей части генерации и нагрузки Онтарио». [14] В Альберте бизнес по генерации является конкурентным, в то время как передача и распределение регулируются тарифами. [14]
Ряд муниципалитетов управляют местными распределительными системами . Некоторые из них, такие как EPCOR в Эдмонтоне , также являются значительными игроками в сфере производства электроэнергии, под своим именем или через контроль над публичными компаниями .
Федеральное правительство через Национальный энергетический совет выдает разрешения на межпровинциальные и международные линии электропередач . [17] Канадская комиссия по ядерной безопасности имеет юрисдикцию в отношении ядерной безопасности . [18] Оттава и провинции разделяют юрисдикцию в отношении экологических проблем, таких как загрязнение воздуха и выбросы парниковых газов . Кроме того, крупные гидроэнергетические разработки запускают федеральные процессы оценки воздействия на окружающую среду, [19] поскольку правительство Канады имеет полномочия регулировать водные пути и рыболовство .
Энергоемкие предприятия, такие как алюминиевая и целлюлозно-бумажная промышленность, со временем вложили значительные средства в производство электроэнергии. Одной из таких компаний является Rio Tinto Alcan , которая владеет и управляет 7 гидроэлектростанциями в Квебеке и Британской Колумбии, с общей установленной мощностью 3300 МВт. [20] [21]
В последние годы частичная или полная дерегуляция оптовой генерации привела к появлению ряда независимых производителей электроэнергии , которые строят и эксплуатируют электростанции и продают электроэнергию в долгосрочной перспективе по договорам купли-продажи электроэнергии сроком до 35 лет [22] , а также по сделкам на сутки вперед и на час вперед, где такие рынки существуют.
В 2013 году Канада выработала 651,8 тераватт-часов (ТВт-ч), что на 10% больше, чем в 2003 году. Примерно 822 генерирующие станции разбросаны от Атлантического до Тихого океана, [23] с паспортной мощностью 130 543 МВт. [24] 100 крупнейших генерирующих станций в Канаде имеют общую мощность 100 829 МВт. Для сравнения, общая установленная мощность Канады в 2000 году составляла 111 000 МВт. [25]
В 2013 году ведущим типом генерации электроэнергии коммунальными службами в Канаде была гидроэлектроэнергия с долей 60,1%. Далее следуют атомная (15,8%), природный газ (10,3%), уголь (10%), ветер (1,8%), мазут (1,2%), биотопливо и отходы (0,8%), древесина (0,4%) и солнечная (0,1%). Другие источники, такие как нефтяной кокс, составляют оставшиеся 0,5%. [26] [27] [28]
Однако эти цифры не учитывают разнообразие провинциальных схем генерации. Исторические производители угля, такие как Альберта (66,9%), Новая Шотландия (58,2%) и Саскачеван (54,8%), в основном полагаются на угольные электростанции . В богатых гидроресурсами провинциях, таких как Манитоба (99,5%), Квебек (97,2%), Ньюфаундленд и Лабрадор (97,1%) и Британская Колумбия (88,7%), гидроэлектростанции составляют большую часть всей генерации электроэнергии.
В самой густонаселенной провинции Канады Ontario Hydro разработала 11 990 МВт ядерной мощности в период с 1966 по 1993 год, построив 20 реакторов CANDU на 3 площадках: Пикеринг , Дарлингтон и Брюс . Нью-Брансуик и, соответственно, Остров Принца Эдуарда, который покупает 96% своей электроэнергии из соседней провинции, [29] имеют диверсифицированный состав, включая ядерный реактор и гидроэлектростанции. Однако провинция зависит от дорогостоящей выработки мазута . [30]
Ниже приведена разбивка мощностей по производству электроэнергии в провинциях и территориях Канады . Цифры указаны в мегаваттах (МВт) и гигаватт-часах (ГВт·ч). В таблицах ниже использованы данные за 2010 год из Статистического управления Канады .
Примечание: Онтарио отказалось от угля в 2014 году.
В 2009 году канадское производство электроэнергии составило 18 566 кВт·ч на человека, а внутреннее использование составило около 94% производства (17 507 кВт·ч/человека). [34] В 2008 году средний показатель по ОЭСР составил 8 991 кВт·ч/человека. [35] 64,5% внутреннего потребления электроэнергии в Канаде было произведено с использованием возобновляемых источников. Невозобновляемое использование электроэнергии, т. е. ископаемое и ядерное, в Канаде в 2009 году составило 6 213 кВт·ч/человека, соответственно в Великобритании 5 579; Германии 5 811; Дании 4 693; Испании 4 553; Финляндии 11 495 и Соединенных Штатах 12 234. [34]
Канадские сети электропередачи простираются более чем на 160 000 км (99 000 миль). [36] Сети обычно имеют ориентацию север-юг, поскольку большинство населенных пунктов в Канаде сосредоточены в южных регионах вдоль американской границы, в то время как крупнейшие гидроэлектростанции расположены в малонаселенных районах на севере. Эта конкретная ситуация вынудила канадские коммунальные службы вводить новшества. В ноябре 1965 года Hydro-Québec ввела в эксплуатацию первую линию электропередачи переменного тока напряжением 735 кВ, связавшую проект Manic-Outardes с подстанцией Lévis . [37] В 1972 году Manitoba Hydro соединила генерирующие станции, являющиеся частью проекта гидроэлектростанции реки Нельсон , с районом Виннипега через высоковольтную линию электропередачи постоянного тока, Nelson River Bipole . [38]
Канадские сети электропередачи в значительной степени интегрированы в энергосистему США. Интеграция и торговля с США выше, чем между провинциями Канады. [39] Передающие компании провинций, граничащих с Соединенными Штатами, принимают участие в региональных организациях по надежности, таких как Североамериканская корпорация по надежности электроснабжения (NERC); Приморские провинции , Квебек и Онтарио являются частью Северо-восточного координационного совета по электроснабжению (NPCC) с коммунальными предприятиями в Новой Англии и штате Нью-Йорк , Манитоба участвует в Среднезападной организации по надежности (MRO), в то время как Альберта и Британская Колумбия связаны с Западным координационным советом по электроснабжению (WECC).
Коммунальные службы по всей Канаде вкладывают большие средства в поддержание стареющей инфраструктуры и строительство новых линий электропередач и подстанций для подключения новых источников генерации к основной энергосистеме. Например, в 2009 году Онтарио потратило 2,3 миллиарда долларов на ряд проектов по передаче электроэнергии, направленных на подключение новых возобновляемых мощностей, поощряемых Законом о зеленой энергии . [40] В Альберте AESO рекомендовала в 2008 году строительство кольцевой системы на 240 кВ стоимостью 1,83 миллиарда долларов в южной части провинции для интеграции до 2700 МВт новой ветрогенерации. [41] В Квебеке Hydro-Québec TransÉnergie подала инвестиционный план на сумму 1,47 миллиарда долларов для подключения 2000 МВт новой ветрогенерации, которая должна быть введена в эксплуатацию в период с 2011 по 2015 год. [42]
По состоянию на февраль 2020 года средняя стоимость электроэнергии для населения в Канаде составляла 0,174 долл. США/кВт·ч, а без учета территорий — 0,135 долл. США/кВт·ч, исходя из ежемесячного потребления 1000 кВт·ч. [44]
Альберта была первой канадской провинцией, внедрившей нерегулируемый рынок электроэнергии. Рынок был создан в 1996 году после принятия Закона об электроэнергетических компаниях годом ранее. Местные распределительные компании, как инвесторские, так и муниципальные, сохранили обязательство по поставкам, а 6 крупнейших компаний получили долю от выработки существующих генераторов по фиксированной цене. Провинция перешла на полный розничный доступ в 2001 году, а спотовый рынок под руководством Alberta Electric System Operator был создан в 2003 году. После того, как потребители пожаловались на высокие цены в 2000 году, правительство ввело опцию регулируемой ставки (RRO) как средство защиты потребителей от волатильности цен. [2]
В секторе генерации в Альберте доминируют TransAlta , ENMAX и Capital Power Corporation , ответвление муниципальной компании Эдмонтона EPCOR . Хотя в период с 1998 по 2009 год было добавлено 5700 МВт новой генерации и 1470 старых установок были выведены из эксплуатации, [45] уголь по-прежнему составлял 73,8% электроэнергии, вырабатываемой коммунальными службами в 2007 году, за ним следует природный газ с 20,6%. [46]
Установленная мощность достигла 12 834 МВт в 2009 году, при этом уголь (5 692 МВт) и природный газ (5 189 МВт) составляли большую часть парка генерации провинции. Недавние дополнения к сети увеличили мощность ветра до 657 МВт, в то время как мощность гидроэлектростанций составляет 900 МВт. [45] Несмотря на более жесткие новые меры по выбросам, объявленные федеральным правительством в июне 2010 года, должностные лица отрасли полагали, что провинция продолжит использовать уголь для выработки электроэнергии до 2050 года. [47] В ноябре 2015 года правительство объявило о поэтапном отказе от угля к 2030 году. [48] Производство электроэнергии на угле в Альберте планируется прекратить к концу 2023 года. [49]
BC Hydro была создана в 1961 году, когда правительство Британской Колумбии под руководством премьер-министра В. А. К. Беннетта приняло Закон о гидроэнергетике Британской Колумбии. Этот закон привел к объединению BC Electric Company и BC Power Commission, а также созданию British Columbia Hydro and Power Authority (BCHPA). [50] BC Hydro является основным дистрибьютором электроэнергии, обслуживая 1,8 миллиона клиентов в большинстве районов, [51] за исключением региона Кутеней , где FortisBC , дочерняя компания Fortis Inc., напрямую предоставляет электроэнергию 111 000 клиентов и снабжает муниципальные коммунальные предприятия в том же районе. [52]
В период с 1960 по 1984 год компания BC Hydro завершила шесть крупных проектов по строительству гидроэлектростанций , включая плотину Беннетта мощностью 2730 МВт, электростанцию Гордона М. Шрама, а также каньон Пис на реке Пис , Мика и Ревелсток на реке Колумбия , канал Кутеней на реке Кутеней и плотину Севен-Майл на реке Пенд-д'Орей .
Третья плотина и электростанция мощностью 900 МВт на реке Пис, плотина С возле Форт-Сент-Джона , обсуждались десятилетиями и были отклонены в начале 1990-х годов. [53] В апреле 2010 года правительство Британской Колумбии объявило о переводе проекта на стадию нормативного рассмотрения. [54] Уведомление о начале строительства С в 2015 году было выпущено в июле 2015 года. [55] Плотина Ревелсток, построенная в 1984 году, была последней новой плотиной, построенной BC Hydro.
Либеральное правительство провинции способствовало строительству ряда небольших гидроэнергетических проектов частными предприятиями. По состоянию на апрель 2010 года было подписано 63 долгосрочных соглашения о покупке электроэнергии с независимыми производителями электроэнергии на 2629 МВт мощности и 10,3 ТВт-ч энергии. [56]
В 2015 году гидроэнергетика составила 87% от общего объема производства, остальное приходилось на биомассу, ветер и немного природного газа. [57]
BC Hydro через Powerex торгует электроэнергией на восток с Альбертой и на юг со всеми западными штатами США через Pacific-Intertie . В 2014 году у BC был самый большой объем импорта электроэнергии в Канаде (9700 МВт-ч) из Western Interconnection в США, которая на 60% работает на ископаемом топливе. [57] [58] BC Hydro обычно импортирует электроэнергию в непиковые часы, когда тепловые электростанции в США и Альберте имеют избыток электроэнергии для продажи, а затем экспортирует гидроэнергию в пиковые часы, когда цены выше. [59]
Manitoba Hydro — коронная корпорация, отвечающая за производство, передачу и распределение электроэнергии в Манитобе. Ее установленная мощность по состоянию на 2015 год составляет 5701 МВт, в основном вырабатываемая на 15 гидроэлектростанциях на реках Нельсон, Саскачеван, Лори и Виннипег. [60]
Компания завершила проект гидроэлектростанции Wuskwatim мощностью 200 МВт в партнерстве с народом кри Нисичавайасихк, и первая электроэнергия от проекта поступила в июне 2012 года. Перенеся дату завершения проекта на 3 года, Manitoba Hydro надеется получить прибыль от прибыльного экспорта на Среднем Западе США . [61] В настоящее время компания строит новую станцию мощностью 695 МВт в Кияске на реке Нельсон, ожидая завершения в 2019 году. [62]
Компания завершила строительство третьей линии электропередачи HVDC, соединяющей северную Манитобу и район Виннипега. Проект Bipole III включает строительство линии электропередачи протяженностью 1364 км и двух новых преобразовательных станций. [63] Пока Keeyask находится в стадии строительства, Manitoba Hydro также провела исследования еще одного крупного гидроэнергетического проекта — станции генерации Conawapa. [61]
В Нью-Брансуике диверсифицированная структура генерации, включающая ископаемое топливо, гидроэлектростанции и атомные мощности. Основанная в 1920 году, провинциальная коммунальная компания NB Power владела 3297 МВт установленной мощности по состоянию на 31 марта 2008 года. [65] С тех пор компания вывела из эксплуатации 2 электростанции и планирует навсегда закрыть 300-мегаваттную электростанцию Dalhousie, работающую на мазуте. [66]
За последнее десятилетие [ необходимо разъяснение ] государственное коммунальное предприятие столкнулось с проблемами, связанными с провалом плана по переводу двух его крупных тепловых установок на Orimulsion , тяжелое битумное топливо, производимое PDVSA , венесуэльской государственной нефтяной компанией, а также с двухлетней задержкой в середине срока службы атомной электростанции Point Lepreau . [67]
В октябре 2009 года правительство провинции подписало меморандум о взаимопонимании с Квебеком о продаже большей части активов NB Power компании Hydro-Québec . Спорная сделка была отменена в марте 2010 года. [68] [69]
С тех пор [ когда? ] обсуждалось несколько вариантов модернизации электроэнергетической инфраструктуры Нью-Брансуика, включая план строительства межсистемной линии электропередачи мощностью 500 МВт с Новой Шотландией [70] и предварительное соглашение с французской Areva об оценке осуществимости строительства второй атомной электростанции на площадке Пойнт-Лепро. [71] Однако план расширения атомной энергетики был отложен в течение нескольких часов после выборов прогрессивно - консервативного правительства во главе с Дэвидом Элвардом в сентябре 2010 года. [72]
Электроэнергия вырабатывается в Ньюфаундленде и Лабрадоре на 74 электростанциях с использованием гидроэлектростанций, нефти и возобновляемых источников энергии, таких как ветер, солнце и биомасса. Общая установленная мощность в 2022 году составила 8636 МВт. Newfoundland and Labrador Hydro , корпорация Crown , имеет установленную генерирующую мощность 8034 МВт и является четвертой по величине из всех коммунальных компаний в Канаде. Она владеет и управляет большей частью генерации в провинции, сетью передачи и продает напрямую крупным промышленным клиентам. Компания также обслуживает отдаленные населенные пункты, не подключенные к основным электросетям, на Ньюфаундленде и в Лабрадоре .
Newfoundland Power , дочерняя компания Fortis Inc. , базирующейся в Сент-Джонсе , является регулируемым дистрибьютором, обслуживающим 239 000 клиентов, что составляет 85% всех потребителей электроэнергии в провинции. Компания владеет рядом гидроэнергетических активов и покупает 90% своей энергии у Newfoundland and Labrador Hydro. [73]
Ньюфаундленд и Лабрадор в основном полагаются на гидроэнергетику для своих нужд в производстве, дополненную тепловой генерирующей станцией Холируд мощностью 490 МВт , недалеко от Сент-Джонса. Главная электростанция провинции, генерирующая станция Churchill Falls мощностью 5428 МВт , была введена в эксплуатацию между 1971 и 1974 годами. Генерирующая станция принадлежит Churchill Falls (Labrador) Corporation Limited , совместному предприятию между Newfoundland and Labrador Hydro (65,8%) и Hydro-Québec (34,2%). Большая часть продукции станции продается по фиксированной цене коммунальному предприятию Квебека в рамках 65-летнего соглашения о покупке электроэнергии, срок действия которого истекает в 2041 году. [74] [75]
Проект Lower Churchill — это запланированный гидроэнергетический проект в Лабрадоре, призванный освоить оставшиеся 35 процентов реки Черчилл, которые еще не освоены электростанцией Churchill Falls. Две установки Lower Churchill на острове Гулл и водопадах Маскрат будут иметь общую мощность более 3074 МВт и смогут вырабатывать 16,7 ТВт·ч электроэнергии в год. Электростанция Muskrat Falls состоит из плотины, водосброса и электростанции с четырьмя турбинами Каплана и общей генерирующей мощностью 824 МВт. Строительство электростанции Muskrat Falls началось в 2013 году и было завершено в 2022 году. [76]
Nova Scotia Power Inc. (NSPI), дочерняя компания Emera , базирующейся в Галифаксе , является коммунальным предприятием, отвечающим за генерацию, передачу и распределение электроэнергии в Новой Шотландии. Ранее являвшаяся государственной компанией , она была приватизирована в 1992 году консервативным правительством премьер-министра Дональда Кэмерона , что в то время называлось крупнейшим первичным публичным размещением акций (IPO) в истории Канады. [77] Из выручки в размере 816 миллионов долларов «616 миллионов долларов были использованы для рекапитализации Nova Scotia Power путем погашения задолженности коммунального предприятия». [78]
NS Power имеет генерирующую мощность 2293 МВт: [77] 5 тепловых электростанций, работающих на смеси угля , нефтяного кокса , мазута и природного газа , обеспечивают большую часть годового запаса в 13 ТВт·ч. Компания также эксплуатирует бывшую Annapolis Royal Tidal Generating Station , единственную в своем роде в Северной Америке. Кроме того, она эксплуатирует 33 гидроэлектростанции, [77] большинство из которых небольшие, за исключением 230 МВт Wreck Cove Generating Station, [79] открытой в 1978 году. [77]
На протяжении многих лет жители Новой Шотландии обвиняли NS Power в плохом техническом обслуживании и неспособности быстро восстановить подключение клиентов после штормов. [80] В сентябре 2003 года 700 000 жителей Новой Шотландии остались без электричества на срок до двух недель после прохождения урагана Хуан . [81] Ураган 2-й категории повредил 27 основных линий электропередачи, несколько опор линий электропередачи, 117 распределительных фидеров и 31 крупную электрическую подстанцию. [82] Совсем недавно вопрос об инвестициях компании в провинциальную сеть был поднят на дебатах лидеров во время предвыборной кампании 2009 года . [83] Компания получила похвалу от премьер-министра Даррелла Декстера за свои усилия по восстановлению электроснабжения после прохождения урагана Эрл в сентябре 2010 года. [84]
В дополнение к более крупным централизованным корпорациям , ряд городов Новой Шотландии управляют собственными коммунальными службами. В Риверпорте работает небольшой коммунальный кооператив , а в Луненбурге , Махоун-Бей , Антигонише , Бервике и Кансо есть свои собственные распределительные компании коммунальных электросетей.
Электроэнергия в Онтарио вырабатывается с помощью ядерной энергии, гидроэлектроэнергии, природного газа [85] и возобновляемых источников энергии, таких как ветер, солнце и биомасса. Общий объем производства в 2017 году составил 132,1 ТВт·ч (т. е. 132,1 млрд кВт·ч.) [86] Различные источники генерации, использованные в 2017 году, показаны на круговой диаграмме справа. В апреле 2014 года Онтарио исключило уголь из числа источников генерации электроэнергии. [87] [88] Схему генерации на текущий час можно ознакомиться на веб-странице Независимого оператора электроэнергетической системы (IESO).
Как отмечалось выше, общее производство электроэнергии в Онтарио в 2017 году составило 132,1 ТВт·ч. Добавление импорта в размере 6,6 ТВт·ч и вычитание экспорта в размере 19,1 ТВт·ч [89] дает 119,6 ТВт·ч потребления в Онтарио. При предполагаемой численности населения в 2017 году в 14 193 384 человек [90] потребление электроэнергии на человека в Онтарио в 2017 году составило 9 307 кВт·ч в год, или около 60% от среднего показателя по Канаде, показанного в таблице «Электричество на человека и по источникам энергии», представленной ранее в этой статье. (Обратите внимание, что это число включает все использование — коммерческое, промышленное и институциональное использование, а также бытовое использование — и оно указано в точке производства, т. е. до вычета потерь при передаче и распределении.) Потребление на человека в Онтарио может быть ниже среднего по стране, поскольку природный газ более широко доступен и имеет значительное преимущество в стоимости для отопления.
Онтарио считалось сетью с пиком летом с 2000 года, [91] однако из-за особенно низких зимних температур и умеренных летних температур, Онтарио достигло пика зимой в 2014 году. [92] В своем 18-месячном прогнозе, опубликованном в сентябре 2014 года, Независимый оператор электроэнергетических систем (IESO) прогнозирует пик зимой 2014–2015 годов в размере 22 149 МВт при нормальном погодном сценарии и пик летом 2015 года в размере 22 808 МВт также при нормальном погодном сценарии. [93] Рекорд спроса Онтарио за все время был установлен 1 августа 2006 года, когда пик спроса на электроэнергию достиг 27 005 мегаватт. [94] (См. Североамериканская волна тепла 2006 года .)
В целом, Онтарио является чистым экспортером электроэнергии. Онтарио импортирует электроэнергию, в основном из соседних провинций Квебек и Манитоба (обе из которых в основном являются гидроэлектростанциями), и экспортирует электроэнергию, в основном в Мичиган и штат Нью-Йорк, [89] которые в значительной степени зависят от ископаемого топлива — угля в случае Мичигана, [95] и природного газа в случае Нью-Йорка. [96]
В 2017 году валовой экспорт Онтарио составил 19,1 ТВт·ч, [89] т. е. примерно равен половине ее гидрогенерации в 37,7 ТВт·ч в 2017 году. [86] (Хотя Канада является третьим по величине производителем природного газа в мире, [97] Онтарио импортирует природный газ из Соединенных Штатов и из западной Канады.) Если бы все выбросы углерода, связанные с генерацией на природном газе, были отнесены к экспорту, почти вся электроэнергия, потребляемая в Онтарио, была бы из неуглеродных или углеродно-нейтральных источников. (Однако следует отметить, что генерация природного газа не обязательно совпадает с экспортом, и иногда необходимо эксплуатировать газовые электростанции из-за региональных ограничений по передаче, а также в качестве резерва для ветрогенерации [98] , которая является прерывистой и несколько непредсказуемой.)
Онтарио приняла ядерную энергетику в 1970-х и 1980-х годах, построив 3 крупных ядерных объекта и 18 реакторов CANDU , которые в 2013 году обеспечили 59% производства электроэнергии в провинции, или киловатт-часов, равных 65% электроэнергии, потребляемой в провинции. Завершение строительства атомной электростанции Дарлингтон в 1993 году, «по стоимости, в несколько раз превышающей первоначальные оценки», [ нужна ссылка ] вызвало огромный рост тарифов [ нужна ссылка ] и переоценку политики Онтарио в области электроэнергии . Три основных политических документа, Консультативный комитет по конкуренции в электроэнергетической системе Онтарио (1996) под председательством бывшего федерального министра Дональда Макдональда , правительственная Белая книга по политике в области электроэнергии (1997) и отчет Комитета по дизайну рынка (1999) проложили путь к капитальному пересмотру отрасли. [2]
В апреле 1999 года компания Ontario Hydro была разделена на пять компаний-преемников: Ontario Power Generation (OPG), отвечающая за генерацию; Hydro One , коммунальное предприятие по передаче и распределению электроэнергии; Independent Market Operator , отвечающий за работу нерегулируемого оптового рынка электроэнергии в провинции; Electrical Safety Authority и Ontario Electricity Financial Corporation, отвечающие за невозвращенный долг в размере 38,1 млрд долларов , производные инструменты и другие обязательства бывшей интегрированной коммунальной компании. [99]
В 2001 году OPG сдала в аренду крупнейшую электростанцию Канады, Bruce Nuclear Generating Station , Bruce Power , частному консорциуму, изначально возглавляемому British Energy , сократив свою долю на провинциальном рынке генерации до 70%. Правительство открыло конкурентный рынок 1 мая 2002 года, но волны тепла и засухи летом 2002 года привели к резкому росту оптовых цен до пиковых значений в $4,71/кВт·ч в июле и $10,28/кВт·ч в сентябре. Столкнувшись с горькими жалобами потребителей, правительство Эрни Ивза объявило о заморозке цен для мелких потребителей, оставив оптовый рынок нетронутым, 11 ноября 2002 года. [2]
Хотя Ивса хвалили за паузу в дерегулировании рынка генерации , отмену первичного публичного предложения Hydro One и его управление отключением электроэнергии в Северной Америке в 2003 году , прогрессивные консерваторы потерпели поражение от либералов Далтона МакГинти на провинциальных выборах 2003 года . Тем временем, постепенный отказ от угольной генерации — включая крупнейшую угольную электростанцию в Северной Америке, 3640-мегаваттную станцию Nanticoke Generating Station — стал политическим вопросом. В 2002 году консерваторы пообещали закрыть 5 угольных электростанций Онтарио к 2015 году, в то время как МакГинти обязался в 2007 году выйти из эксплуатации, но эта дата была перенесена на 2014 год. [100]
В апреле 2009 года законодательный орган Онтарио принял Закон о зеленой энергии, устанавливающий фиксированные тарифы на электроэнергию из возобновляемых источников и упрощающий процесс утверждения для новых площадок генерации. [101] Через два месяца после принятия законопроекта Онтарио объявило о приостановке конкурсного процесса по покупке 2 новых ядерных реакторов в Дарлингтоне, сославшись на цену, которая позже была оценена в 26 миллиардов долларов. [102] Критики правительственной стратегии подчеркивают, что Закон увеличит цену на электроэнергию и подорвет надежность системы, [103] одновременно настраивая некоторых местных жителей против разработчиков ветроэнергетики. [104]
Влияние Акта было заметным с точки зрения влияния на цены для конечных потребителей. С 2009 года цены на электроэнергию выросли на 95% для домовладельцев и на 115% для малого бизнеса в провинции Онтарио. [105]
По состоянию на июнь 2018 года мощность ветроэнергетики Онтарио составляла 4412 МВт. [106] По состоянию на 2010 год мощность ветроэнергетики Онтарио составляла более трети от общей мощности ветроэнергетики Канады. [107]
Остров Принца Эдуарда — единственная канадская провинция, где нет гидроэлектростанций . Провинция в значительной степени зависит от импортируемой электроэнергии с предприятий по производству электроэнергии NB Power в Нью-Брансуике . Две подводные линии электропередач обеспечивают более 80% провинциальной нагрузки. С начала 2000 года правительство провинции продвигало провинцию как хорошее место для создания ветряных электростанций . [ требуется ссылка ]
Maritime Electric , дочерняя компания Fortis Inc. , базирующейся в Сент-Джонсе , управляет интегрированной коммунальной службой, обслуживающей большую часть провинции, за исключением города Саммерсайд , который обеспечивает своих жителей электроэнергией с 1920 года. Обе коммунальные службы владеют и эксплуатируют дизельные электростанции , используемые в качестве пиковых или во время чрезвычайных ситуаций.
Тарифы на электроэнергию в Шарлоттауне являются самыми высокими из 12 крупных канадских городов, обследованных Hydro-Québec в своем ежегодном сборнике тарифов на электроэнергию в Северной Америке. Согласно документу, бытовой потребитель, использующий 1000 кВт·ч в месяц, будет платить 17,29 цента/кВт·ч, что в два с половиной раза выше, чем тариф для потребителей в Монреале , Виннипеге или Ванкувере . [43]
В ноябре 2009 года премьер-министр Роберт Гиз надеялся снизить цену на электроэнергию, ограничив при этом выбросы в атмосферу, начав переговоры с правительством Квебека о долгосрочном соглашении о поставках. [108] [109] Переговоры с Hydro-Québec и другими поставщиками, включая текущего поставщика NB Power, продолжаются. [ когда? ] [110] [111]
В секторе электроэнергии Квебека доминирует крупнейшая коммунальная компания Канады — Hydro-Québec, принадлежащая правительству. С установленной мощностью 36 810 МВт, включая 34 118 МВт гидроэнергии, коммунальная компания выработала и купила 203,2 ТВт·ч в 2009 году, что составляет почти треть всей электроэнергии, вырабатываемой в Канаде. Пользуясь низкими затратами на производство, благоприятными процентными ставками и высокими экспортными ценами, Hydro-Québec выплатила 10 миллиардов долларов в виде дивидендов правительству Квебека в период с 2005 по 2009 год. [75]
С 2003 года компания ввела в эксплуатацию 8 новых гидроэлектростанций общей мощностью 2343 МВт [112] и в настоящее время [ когда? ] строит 6 новых электростанций: Eastmain-1-A (768 МВт) и Sarcelle (150 МВт), запланированных на 2012 год, [113] и 4 электростанции на реке Ромэн (1550 МВт), которые будут введены в эксплуатацию в период с 2014 по 2020 год. [114] Последний стратегический план Hydro-Québec, опубликованный в 2009 году, намечает еще 3500 МВт новых генерирующих мощностей, включая 3000 МВт дополнительных гидропроектов, которые будут построены к 2035 году. Ожидается, что общие инвестиции компании в генерацию, передачу, распределение и энергоэффективность на период 2009–2013 годов достигнут 25,1 млрд долларов. [115]
Квебек также намерен увеличить свою мощность ветрогенерации. Энергетическая стратегия правительства 2006 года предусматривает строительство 3500 МВт к 2015 году. [116] Два тендера, инициированных в 2003 и 2005 годах, привели к подписанию 22 20-летних соглашений о покупке электроэнергии между Hydro-Québec и независимыми производителями электроэнергии общей мощностью 2990 МВт. [117] Третье соглашение, ориентированное на небольшие проекты под руководством общин или коренных народов, как ожидается, будет завершено к концу 2010 года. [118] Провинция получила 99% своей электроэнергии из возобновляемых источников в 2013 году. [119]
В 2007 году Саскачеван произвел 12 362 ГВт-ч электроэнергии на своих угольных электростанциях, что в общей сложности составило 20 278 ГВт-ч. SaskPower , государственная коммунальная служба, является основным производителем электроэнергии в провинции. Компания имеет генерирующую мощность 3 371 МВт и 17 генерирующих объектов. К ним относятся три угольных объекта базовой нагрузки (1 682 МВт), пять газовых электростанций (674 МВт), семь гидроэлектростанций (854 МВт) и две ветровые электростанции (161 МВт). Два независимых производителя электроэнергии, когенерационные станции Cory и Meridian, имеют общую мощность 438 МВт, в то время как 5 объектов утилизации тепла имеют максимальную мощность 31 МВт. [120]
Текущее состояние электросистемы потребует крупных инвестиций в следующем десятилетии. С Манитобой ведутся переговоры о строительстве 138-кВ соединения между двумя соседними провинциями. [121] В настоящее время ведется строительство новой частной турбины комбинированного цикла, работающей на природном газе, в Норт-Батлфорде . Ожидается, что объект мощностью 260 МВт будет завершен в 2013 году. [122]
Yukon Energy Corporation — королевская корпорация, которая вырабатывает большую часть потребляемой в Юконе электроэнергии . Гидроэнергетика является основным источником генерации, доля которой в 2007 году составила 93,2%. Ее дополняют ветряная турбина в Уайтхорсе и дизельные генераторы в отдаленных населенных пунктах. В Юконе есть две отдельные сети. Ни одна из них не подключена к континентальной энергосистеме. Yukon Electrical Company — главный дистрибьютор в Юконе.
В своей Энергетической стратегии , опубликованной в 2009 году, правительство Юкона заявило, что хочет увеличить поставки возобновляемой энергии, гидро- и ветровой, на 20%. Правительство также рассматривает возможность соединения двух основных энергосистем Юкона путем завершения линии электропередачи Кармак-Стюарт. Сроки не установлены. [123]
Хотя Северо-Западные территории не подключены к североамериканской энергосистеме, на территории действуют две электрические сети: одна в районе Йеллоунайфа , а другая в Форт-Смите . В большинстве сообществ нагрузки обслуживаются местными дизель-генераторами .
Государственная корпорация Northwest Territories Power Corporation отвечает за производство электроэнергии, а Northland Utilities , дочерняя компания ATCO , управляет распределительными сетями.
Qulliq Energy , государственная корпорация, является единственным производителем электроэнергии, обслуживающим Нунавут . Qulliq имеет в общей сложности 25 дизельных генераторов , обслуживающих 25 общин. Территория не подключена к североамериканской электросети . [124]
Qulliq Energy планирует построить небольшой гидроэлектростанция в заливе Джейнс, недалеко от административного центра территории, Икалуита , который в настоящее время обслуживается двумя дизельными генераторами . Строительство 5-мегаваттной электростанции, которая может стоить более 200 миллионов долларов, было отложено из-за низких цен на нефть и финансового кризиса 2007–2008 годов . [125]
В 2013 году производство электроэнергии стало причиной 105 Мт выбросов углекислого газа, 20% от общего объема выбросов в стране, уступая только транспорту с 32%. Это на 18% меньше, чем в 2005 году. [126]
В то время как Канада сокращает выбросы углерода в США, экспортируя 10% от общего объема гидроэлектроэнергии, более половины всех канадских домов и предприятий сжигают природный газ для отопления. [127] Гидроэнергетика, атомная энергетика и ветроэнергетика вырабатывают 80% электроэнергии Канады, уголь и природный газ сжигаются для получения оставшихся 20%. [128]
По состоянию на 2008 год электроэнергетический сектор Альберты был самым углеродоемким среди всех канадских провинций и территорий, общий объем выбросов составил 55,9 млн тонн CO.
2эквивалент в 2008 году, что составляет 47% всех канадских выбросов в секторе производства электроэнергии и тепла. За ним следует Онтарио (27,4 млн т CO
2экв.), Саскачеван (15,4 млн т CO
2экв.) и Новая Шотландия (9,4 млн т CO
2[129] Из всех провинций Квебек имеет самую низкую интенсивность выбросов углерода в секторе электроэнергетики — 2,45 г CO
2экв. на кВт·ч выработанной электроэнергии.
В 2008 году в Онтарио было зафиксировано значительное снижение выбросов из-за снижения спроса, цен на природный газ и правительственных инструкций для Ontario Power Generation относительно постепенного вывода из эксплуатации угольных электростанций к 2014 году. [130] По данным Независимого оператора электроэнергетической системы Онтарио, в период с 2003 по 2009 год в провинции было введено в эксплуатацию 4700 МВт новых газовых электростанций и 1100 МВт ветровых электростанций. Новые мощности по природному газу позволят Онтарио вывести из эксплуатации по 2 блока на электростанциях в Нантикоке и Лэмбтоне к концу 2010 года, что позволит полностью вывести их из эксплуатации к концу 2014 года. [131]
В Альберте TransAlta и Capital Power Corporation приступили к строительству проекта по улавливанию и хранению углерода на сверхкритической электростанции Keephills-3 мощностью 450 МВт, работающей на суббитуминозном угле . Проект, получивший грант в размере 770 миллионов долларов от федерального и провинциального правительств, включал хранение уловленного CO
2посредством геологического секвестрирования и повышения нефтеотдачи . Его планировалось ввести в эксплуатацию к 2015 году; [132] однако проект был отменен в 2012 году. [133] В марте 2010 года SaskPower объявила о собственном проекте по секвестрации углерода на электростанции Boundary Dam , [134] крупнейшей угольной электростанции провинции. В Британской Колумбии провинциальное правительство приказало BC Hydro исключить 50-летнюю газовую станцию Burrard Generating Station из своего списка базовых электростанций. [135]
Некоторые провинциальные гидрокомпании извлекли большую выгоду из либерализации электроэнергетического сектора США, осуществленной Законом об энергетической политике 1992 года и Приказом 888 Федеральной комиссии по регулированию энергетики. Нью-Брансуик, Манитоба, Онтарио и Квебек стали чистыми экспортерами, в то время как BC Hydro создала дочернюю компанию по сбыту электроэнергии для активной торговли на соседнем рынке электроэнергии.
В 2009 году Канада экспортировала более 53 ТВт·ч электроэнергии — примерно 9% от своего производства — своему южному соседу, Соединенным Штатам , в то время как импортировала 18 ТВт·ч. [136] Занимая относительно небольшую часть общего рынка США, канадские поставки составляют значительную долю электроэнергии, потребляемой на ключевых рынках, таких как Новая Англия, штат Нью-Йорк, Огайо, Мичиган, Миннесота и Тихоокеанский Северо-Запад.
В августе 2010 года Hydro-Québec подписала 26-летнее продление своего контракта на поставку электроэнергии мощностью 225 МВт с крупнейшими коммунальными предприятиями Вермонта Central Vermont Public Service и Green Mountain Power. [137] Для содействия сделке 4 июня 2010 года губернатор Джим Дуглас подписал новый закон о возобновляемых источниках энергии H.781 [138] , после его принятия обеими палатами Законодательного собрания Вермонта . Закон делает Вермонт первым штатом США, объявившим крупномасштабную гидроэлектроэнергию «источником возобновляемой энергии». [139]
{{cite book}}: CS1 maint: несколько имен: список авторов ( ссылка ){{citation}}: CS1 maint: отсутствует местоположение издателя ( ссылка ){{citation}}: CS1 maint: отсутствует местоположение издателя ( ссылка ){{cite web}}: CS1 maint: archived copy as title (link){{citation}}: CS1 maint: location missing publisher (link)В апреле 2014 г. на станции Thunder Bay Generating Station сгорел последний запас угля. В результате Онтарио теперь является первой юрисдикцией в Северной Америке, полностью отказавшейся от угля как источника выработки электроэнергии.
С 2000 г. в Онтарио наблюдается пиковая нагрузка в летний период, в основном из-за роста использования кондиционеров.
все больше полагается на другой вид ископаемого топлива — природный газ — для поддержки непредсказуемых ветряных и солнечных электростанций.
{{citation}}: CS1 maint: location missing publisher (link){{cite web}}: CS1 maint: archived copy as title (link){{citation}}: CS1 maint: location missing publisher (link)