Política de electricidad de Ontario - Ontario electricity policy

La política de electricidad de Ontario se refiere a los planes, la legislación, los incentivos, las directrices y los procesos de políticas establecidos por el gobierno de la provincia de Ontario , Canadá, para abordar los problemas de producción, distribución y consumo de electricidad. La formulación de políticas en el sector de la electricidad implica consideraciones económicas, sociales y ambientales. Se prevé que las perspectivas de suministro de electricidad de Ontario se deterioren en un futuro próximo debido al aumento de la demanda, el envejecimiento de la infraestructura de suministro de electricidad y los compromisos políticos, en particular la eliminación gradual de la generación a carbón . A los responsables de la formulación de políticas se les presenta una variedad de opciones de políticas para abordar la situación, tanto en términos de diseño y estructura general del sistema, como de tecnologías específicas de generación de electricidad.

Ontario se enfrenta a opciones que definen los debates sobre política energética en todo el mundo occidental: el papel de los mercados frente a la planificación centralizada y lo que Amory Lovins ha denominado "caminos de energía dura" versus "caminos de energía blanda" ; es decir, la dependencia continua de la generación centralizada de gran tamaño, en particular la nuclear y el carbón, o el avance hacia tecnologías descentralizadas, incluidas la eficiencia energética y las energías renovables de bajo impacto. Como tal, la forma en que evolucione la política de electricidad de Ontario en el futuro cercano será de relevancia para otras jurisdicciones que enfrentan opciones o desafíos similares.

Historia de la planificación de la demanda de electricidad en Ontario

Historia temprana

En 1925, la empresa pública de electricidad de Ontario, establecida en 1906, la Ontario Hydro Electric Commission (HEC) (más tarde Ontario Hydro ) construyó lo que entonces era la planta hidroeléctrica más grande del mundo , Queenston-Chippawa (ahora Beck 1). Desde este comienzo temprano hasta el auge económico de la posguerra de la década de 1950, Ontario Hydro pudo satisfacer la creciente demanda de electricidad mediante la expansión de su red de instalaciones de generación hidráulica. La planificación del sistema eléctrico de Ontario fue relativamente simple por dos razones: 1) la electricidad provenía casi en su totalidad de la energía hidroeléctrica; y 2) el sistema eléctrico constaba de varios sistemas más pequeños, lo que facilitaba considerablemente la gestión.

Los desafíos para el sistema comenzaron a surgir en la década de 1950: se explotaron los sitios de energía hidráulica accesibles; y el sistema de distribución de electricidad de la provincia tenía una capacidad limitada. Para abordar estos problemas, la HEC comenzó a construir nuevas plantas de generación de electricidad a carbón cerca de las principales fuentes de demanda de electricidad y lanzó planes para construir plantas de energía nuclear en toda la provincia de Ontario. Entre principios de la década de 1970 y principios de la de 1990 se pusieron en servicio veinte reactores de potencia CANDU en las instalaciones de generación nuclear de Pickering (8 reactores), Bruce (8 reactores) y Darlington (4 reactores).

Planificación de la demanda de electricidad de 1970 a 1990

La Ley de Corporaciones de Energía requería que Ontario Hydro, (anteriormente HEPCO, renombrada en 1974) proporcionara "energía al costo". Esta filosofía se convirtió en parte de la cultura y la tradición del suministro de electricidad en Ontario. La empresa de servicios públicos no pagaba impuestos ni tenía la intención de generar ganancias.

Comisión Porter

En medio de una creciente preocupación por el costo de la energía nuclear, junto con la inflación y las recesiones que redujeron la demanda de electricidad, la Comisión Porter (1975-1979) realizó una revisión detallada del problema del suministro de electricidad. Las conclusiones de la Comisión Porter fueron simples: la gestión de la demanda, no la planificación del suministro, debe ser el foco de la planificación de la electricidad de Ontario.

Informe del plan de demanda / oferta (DSP)

Sin embargo, no fue hasta 1989 que Ontario Hydro publicó su primer Informe del Plan de Oferta / Demanda (DSP), "Proporcionar el equilibrio de poder". El plan proyectaba que se abriría una brecha de oferta / demanda a mediados de la década de 1990, alcanzando los 9,700 MW en 2005 y 21,300 MW en 2014. Para abordar esta brecha, Ontario Hydro propuso construir varias plantas de generación nucleares y de carbón adicionales. En 1992, Ontario Hydro publicó un informe revisado del plan de oferta / demanda. Como organismo público, todos los proyectos de Ontario Hydro, incluido el DSP, estaban sujetos a la Ley de Evaluación Ambiental de la provincia. Sin embargo, en 1993, frente a las crecientes críticas de la Junta de Evaluación Ambiental cuasi judicial independiente de la provincia, una recesión y reestructuración económica que redujeron drásticamente la demanda de electricidad industrial, y un exceso de suministro de electricidad cuando la planta de energía nuclear de Darlington entró en servicio, el DSP Ontario Hydro la retiró y no se construyeron instalaciones de generación adicionales.

El breve experimento de Ontario con mercados minoristas competitivos

En la década de 1990, la enorme deuda de Ontario Hydro derivada de la construcción de la estación de generación nuclear de Darlington se convirtió en un importante problema político. Ontario Hydro se estaba volviendo disfuncional financiera y operativamente. La situación obligó a Ontario Hydro a reducir drásticamente las inversiones en personal y transmisión. Ontario Hydro también publicó un documento llamado Hydro 21. Este informe sugirió que el sistema eléctrico en Ontario debería reestructurarse en una dirección más orientada al mercado.

El ímpetu político para la reestructuración aumentó con la elección de 1995 del gobierno de Mike Harris . En ese año, Mike Harris encargó el Comité Macdonald. El comité recomendó la eliminación del monopolio de Ontario Hydro sobre la gestión de la capacidad de generación y que el mercado de la electricidad se abriera a la competencia. En respuesta a las recomendaciones del Comité Macdonald, el gobierno de Ontario publicó "Direction for Change: Trazando un rumbo para la electricidad y los empleos competitivos en Ontario" en 1997, detallando los planes del gobierno para abrir el mercado de suministro de electricidad.

El mercado competitivo no se abrió realmente hasta mayo de 2002. La participación en el mercado minorista era voluntaria, y los clientes tenían la opción de celebrar contratos o fijar tarifas en el mercado al contado de cinco minutos. Los consumidores minoristas también tenían libertad para celebrar contratos de tasa fija. Para aquellos que optaron por la opción de contrato, las tarifas de la electricidad pasaron por un precio de mercado al contado suavizado. Cuando se abrió el mercado en mayo, los precios al por mayor promediaban 3,01 centavos por kWh. Sin embargo, por una serie de razones, incluido un verano especialmente caluroso, una reducción de la capacidad de generación nacional y una dependencia cada vez mayor de una capacidad de importación limitada, los precios comenzaron a subir bruscamente. En julio, el precio mayorista promedio fue de 6.2 centavos por kWh. Bajo la creciente presión de los consumidores, el gobierno adoptó la Ley de Precios, Conservación y Suministro de Electricidad (EPCS) en diciembre de 2002. La legislación limitó los precios minoristas a 4,3 centavos por kWh y Ontario Power Generation (el sucesor de la división de generación de electricidad de Ontario Hydro) debía proporcionar a los clientes un descuento por el 100% de todos los cargos de electricidad por encima de esa marca, retroactivo a la apertura del mercado y que continuará hasta el 1 de mayo de 2006. Las tarifas de transmisión y distribución también se congelaron en sus niveles actuales y permanecerían sin cambios hasta el 1 de mayo de 2006. El neto El resultado fue el cese total de nuevas inversiones en capacidad de generación y un recorte significativo de nuevas inversiones en transmisión y distribución.

Preocupaciones por el envejecimiento de las centrales nucleares

En 1996, surgieron importantes interrogantes sobre el estado de las plantas nucleares de Ontario. La más antigua de estas plantas construida en la década de 1970 estaba envejeciendo y, a principios de la década de 1990, la confiabilidad comenzó a disminuir significativamente. La situación llamó la atención del regulador nuclear federal, la Junta de Control de Energía Atómica de Canadá (AECB) (ahora Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear), y Ontario Hydro la reconoció. En 1996, la AECB consideró que la situación en Pickering A era particularmente crítica y otorgó a la planta una licencia de funcionamiento de seis meses. Al año siguiente, una junta de revisión de expertos de la industria concluyó que las operaciones de las plantas nucleares de Ontario estaban "por debajo del estándar" y eran "mínimamente aceptables". El gobierno de Ontario respondió aprobando un Plan de Optimización de Activos Nucleares propuesto por Ontario Hydro. El plan tenía tres objetivos principales: 1) el cierre de los siete reactores nucleares operativos más antiguos de los 19 de la empresa para su rehabilitación; 2) la redistribución del personal; y 3) el gasto de entre $ 5 y $ 8 mil millones para implementar el plan. Para reemplazar la capacidad perdida por el cierre de los reactores, Ontario Hydro confió en sus cinco instalaciones de generación a carbón. El resultado fue una duplicación de las emisiones de gases de efecto invernadero, el esmog y los precursores de la lluvia ácida de estas instalaciones entre 1997 y 2001. Este desarrollo ocurrió en un momento en que la mala calidad del aire ya era un problema de salud pública creciente en el sur de Ontario. En respuesta a las preocupaciones sobre los impactos en la salud pública del aumento de la generación a carbón, los tres principales partidos políticos provinciales incluyeron un plan de eliminación del carbón en sus plataformas electorales de 2003. El ganador de las elecciones, el Partido Liberal de Ontario, dirigido por Dalton McGuinty, se había comprometido a eliminarlo gradualmente en 2007.

Grupo de trabajo sobre suministro y conservación de electricidad

El apagón de agosto de 2003 en el este de América del Norte reforzó las preocupaciones sobre el futuro del suministro de electricidad en Ontario. En respuesta, se formó un Grupo de Trabajo para la Conservación y el Suministro de Electricidad (ECSTF), que presentó su recomendación en enero de 2004. El grupo de trabajo concluyó que "el enfoque de mercado adoptado a fines de la década de 1990 necesita una mejora sustancial para lograr la nueva generación y conservación de Ontario necesidades, dentro de los plazos que las necesitemos ". El grupo de trabajo también sugirió que se necesitaba un plan a largo plazo para la generación y conservación.

Creación de Ontario Power Authority

Siguiendo las recomendaciones de la ECSTF, el nuevo gobierno provincial, elegido en octubre de 2003, promulgó la Ley de Reestructuración de la Electricidad de Ontario. La legislación preveía la creación de la Ontario Power Authority (OPA). Uno de los cuatro mandatos de la OPA era abordar los problemas de planificación del sistema eléctrico.

Ley de energía verde

La Ley de Energía Verde de Ontario (GEA) y las enmiendas relacionadas a otras leyes recibieron el Asentimiento Real el 14 de mayo de 2009. Las regulaciones y otras herramientas necesarias para implementar completamente la legislación se introdujeron hasta el mes de septiembre de 2009, como parte de un plan de diez pasos para dar vida a GEA. La GEA intentará acelerar el crecimiento de fuentes de energía limpias y renovables, como la eólica, la solar, la hidráulica, la biomasa y el biogás, con la ambición de convertir a Ontario en el líder en energía renovable de América del Norte. Específicamente, esto se intentaría mediante la creación de una Tarifa de Alimentación que garantice tarifas específicas para la energía generada a partir de fuentes renovables, estableciendo el derecho a conectarse a la red eléctrica para proyectos de energía renovable que cumplan con los requisitos técnicos, económicos y otros reglamentarios, estableciendo una detener el proceso de aprobaciones simplificado, brindar garantías de servicio para proyectos de energía renovable que cumplan con los requisitos reglamentarios y, con suerte, implementar una red eléctrica "inteligente" del siglo XXI para respaldar el desarrollo de nuevos proyectos de energía renovable, que pueden preparar a Ontario para nuevas tecnologías como los automóviles eléctricos.

Plan de sistema de energía integrado (IPSP)

2006 Capacidad de generación instalada existente.
  Capacidad (MW) No. de estaciones % de capacidad total
Nuclear 11,419 5 36,6
Hidroeléctrico 7.768 68 24,9
Carbón 6.434 4 20,6
Gas de petróleo 5.103 22 16,4
Viento 395 4 1.3
Biomasa / Gas de vertedero 70 4 0,2
TOTAL 31.189 107 100

Durante los próximos 20 años, se espera que sea necesario reemplazar aproximadamente el 80% de la capacidad de generación de electricidad existente en la provincia de Ontario. En mayo de 2005, el Ministro de Energía, Dwight Duncan , solicitó a la OPA que brindara recomendaciones sobre cuál sería la combinación adecuada de fuentes de suministro eléctrico para satisfacer la demanda esperada en 2025, teniendo en cuenta los objetivos de conservación y las nuevas fuentes de energía renovable.

Ontario se enfrentó a tres grandes desafíos relacionados con la electricidad: 1) la eliminación gradual del carbón como fuente de capacidad de generación para 2007; 2) el inminente cierre al final de la vida útil de la capacidad de generación nuclear de 2009 a 2025; y 3) el aumento constante de la demanda máxima de verano en patrones climáticos normales.

Proceso de evaluación y desarrollo de IPSP

En diciembre de 2005, la OPA emitió el Informe de asesoramiento sobre la combinación de suministros en respuesta a la solicitud del Ministro. La principal recomendación del informe fue la retención de un papel importante para la energía nuclear en Ontario, con la implicación de la remodelación de las instalaciones existentes e incluso nuevas plantas de construcción, mientras que la capacidad de generación de carbón se reemplazaría con fuentes de energía renovable (principalmente eólica) y gas. Generación despedida. El hecho de que la propuesta no incorpore mejoras significativas en la eficiencia energética general de la provincia y la continua dependencia de la energía nuclear fue objeto de críticas generalizadas del movimiento ambientalista de la provincia y del público que participó en las consultas sobre el informe de la OPA.

El 13 de junio de 2006, Dwight Duncan, Ministro de Energía de Ontario, emitió una directiva para la preparación de un plan de sistema de energía integrado de 20 años para la provincia. IPSP . La directiva del Ministro incluía metas mínimas para la conservación (aumentadas sustancialmente desde el informe Supply Mix Advice) y energía renovable, y un límite máximo para la producción de energía nuclear en aproximadamente la capacidad de los 20 reactores existentes. Desde entonces, la OPA ha publicado ocho artículos de debate , así como una versión preliminar del IPSP . Se espera que la OPA presente el IPSP a la Junta de Energía de Ontario (OEB), un organismo regulador que revisará y luego aceptará o rechazará el plan en función de si cumple o no con las directivas del Ministro y las regulaciones de IPSP, y sea ​​o no prudente y rentable. Si la OEB no aprueba el IPSP basándose en estos criterios de evaluación, entonces el IPSP se envía de vuelta a la OPA para su revisión. Si la OEB aprueba el plan, la OPA pondrá en vigor el IPSP.

El mismo día (13 de junio de 2006) en que el Ministerio de Energía emitió su directiva, el Gobierno de Ontario aprobó un reglamento que eximía al IPSP de estar sujeto a una evaluación ambiental (EA) en virtud de la Ley de Evaluación Ambiental de Ontario. Esto se ha enfrentado con la oposición de grupos ambientalistas, que argumentan que una EA del IPSP es la "mejor manera para que los habitantes de Ontario comprendan los riesgos y costos del plan de electricidad del gobierno".

Proceso de política existente.

Proceso de política ambiental existente

En lugar de una evaluación ambiental del plan, como había sido el caso del DSP de 1989, un reglamento elaborado en virtud de la Ley de Electricidad de 1998 , la OPA recibió instrucciones de "[e] nsegurar que la seguridad, la protección ambiental y la sostenibilidad ambiental se consideren" en el desarrollo del Plan de Sistema Integrado de Energía (IPSP). El enfoque de la OPA hacia la sostenibilidad se describe en el documento de debate n. ° 6 de la IPSP: Sostenibilidad .

La OPA define el desarrollo sostenible de acuerdo con la definición acordada por el informe de 1983 de la Comisión Mundial sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo, Nuestro futuro común : "El desarrollo sostenible es el desarrollo que satisface las necesidades del presente sin comprometer la capacidad de las generaciones futuras para satisfacer sus propias necesidades. . "

La OPA afirma que ha basado su consideración de la sostenibilidad en el IPSP en la Evaluación de la sostenibilidad de Robert B. Gibson : Criterios y procesos . La OPA identificó seis criterios específicos del contexto: viabilidad, confiabilidad, costo, flexibilidad, desempeño ambiental y aceptación social.

El enfoque de la OPA ha sido criticado por varias razones. El documento de debate de la OPA sobre sostenibilidad se publicó después de que el Gobierno de Ontario diera el asesoramiento sobre la combinación de suministros y después de que el Ministro de Energía de Ontario diera a la OPA las directivas sobre la combinación de suministros . Además, varios elementos del marco de evaluación de la sostenibilidad de Gibson no se implementaron ni se discutieron en el Documento de debate n. ° 6: Sostenibilidad .

El reglamento IPSP exige que la OPA considere la sostenibilidad ambiental en el IPSP. La OEB, organismo responsable de evaluar el IPSP, define "considerar" como el significado de "ponderado y evaluado". Por lo tanto, la OPA solo es responsable de evaluar la sostenibilidad del IPSP y no de la incorporación de la sostenibilidad en el IPSP.

Planificación central y regulación tradicional versus mercados competitivos

Aunque el gobierno provincial describe oficialmente el sistema que ha establecido como un "híbrido" de modelos de planificación y de mercado, persisten los debates sobre las ventajas de un sistema de planificación centralizada frente a un enfoque de mercado competitivo.

Planificación central y regulación tradicional

La planificación eléctrica central o tradicional está diseñada para expandir los recursos de suministro para satisfacer el crecimiento de la demanda y minimizar los costos económicos de esta expansión al mejorar las economías de escala en la generación de electricidad. Existen economías de escala para una empresa eléctrica integrada verticalmente porque un sistema de generación más grande puede proporcionar energía a muchos usuarios, y se pueden acomodar usuarios adicionales con pequeños aumentos en los costos de energía.

Los sistemas de planificación centralizada suelen ir acompañados de un marco regulatorio destinado a restringir o reemplazar la competencia con restricciones administrativas sobre los beneficios. En Ontario, las tarifas eléctricas las establecía normalmente Ontario Hydro como una aproximación a su costo de servicio promedio a largo plazo, más un margen para recuperar los costos de inversión de capital, aunque las tarifas nunca estuvieron sujetas a la aprobación formal de la Junta de Energía de Ontario.

Howard Hampton , exlíder del Nuevo Partido Demócrata de Ontario , argumenta que este promedio del costo de la energía asegura que el suministro satisfaga la demanda de una manera rentable. Por ejemplo, para garantizar la confiabilidad general del sistema, una parte considerable de la capacidad de generación de las plantas pico debe permanecer inactiva la mayor parte del tiempo. Sin embargo, los costos operativos de las plantas en picos suelen ser costosos porque convierten de manera ineficiente los costosos combustibles fósiles en electricidad.

En el sistema de monopolio público de Ontario, los costos se promediaron entre las estaciones de carga base y pico. En otras palabras, el costo del seguro de confiabilidad se distribuye y comparte de manera equitativa entre todos los clientes. Bajo un sistema desregulado, en el que cada estación generadora "debe sostenerse sobre sus propios dos pies financieros", el costo de asegurar dicha confiabilidad sería considerablemente más alto, ya que las plantas pico cobrarían tanto como el mercado soportará, como se espera racionalmente. hacer.

Quienes defienden la combinación de regulación tradicional y planificación centralizada para el sector eléctrico, como Hampton, a menudo basan sus argumentos en la premisa básica de que la electricidad es un bien esencial que se requiere para el bienestar del consumidor. Según Hampton, se requiere planificación y regulación centralizadas para garantizar la confiabilidad tanto en el suministro y la entrega como en los aspectos de generación e infraestructura. Mientras que la planificación bajo un régimen de mercado está impulsada por las ganancias, la planificación central puede garantizar que se atiendan los mejores intereses de Ontario y no solo los intereses de los inversores privados. Stephan Schott, por ejemplo, ha declarado que, al menos teóricamente, la propiedad estatal del sector eléctrico podría satisfacer todos los criterios para la producción de electricidad socialmente eficiente y ambientalmente sostenible. Esto incluye internalizar completamente los costos sociales externos de la producción de electricidad y fijar el precio de la electricidad de acuerdo con las fluctuaciones de la demanda, incluso mientras se mantiene un suministro estable.

La planificación centralizada, sin embargo, no está exenta de limitaciones. La planificación central tiene la desventaja del riesgo de interferencia política. La tendencia de los gobiernos ha sido evitar crear políticas que encarecieran el consumo eléctrico o que obliguen a los ciudadanos a ajustar sus hábitos de consumo. Además, la planificación central, que busca mejorar las economías de escala, históricamente ha "conducido a una estrategia casi universal de rápida expansión de la capacidad y promoción del crecimiento de la demanda, con poca consideración de la necesidad o eficiencia del uso de la energía". Este es el caso de Ontario Hydro, que, frente a la amenaza del gas natural barato a fines de la década de 1950, tomó la desafortunada decisión de proteger su participación de mercado alentando a los consumidores a usar más electricidad. Ontario Hydro se vio obligada a construir plantas generadoras e infraestructura de transmisión y distribución nuevas y más costosas para satisfacer la demanda.

Aunque a principios de la década de 1970 había señales que indicaban que el crecimiento de la demanda del consumidor estaba cayendo, Wayne Skene sostiene que "el directorio y la administración de Ontario Hydro habían permanecido bloqueados en modo de megaproyecto, persistiendo en la creencia de que la demanda continuaría duplicándose cada década". Por lo tanto, simplemente en términos de escala de operaciones, se puede argumentar que la planificación central en Ontario, al sobrestimar la demanda futura y crear capacidad innecesaria, ha sido económicamente ineficiente y ha impuesto costos injustificados al medio ambiente.

Desregulación y mercados competitivos

Los defensores de la desregulación y reestructuración del sector eléctrico utilizaron estas limitaciones para fortalecer su caso, argumentando que tales fallas son típicas de los sistemas regulados / planificados centralmente. Ronald Daniels y Michael Trebilcock, por ejemplo, argumentan que se debe otorgar más importancia al incrementalismo y la descentralización en términos de toma de decisiones, en lugar de planificar "un conjunto de decisiones colectivas para todo el sistema de una vez por todas en cuanto a el futuro de la industria [eléctrica] ". Además, argumentan que los mercados competitivos tienen la ventaja adicional de poder confiar en el conocimiento y la experiencia que poseen los inversores para generar una evaluación más racional de los supuestos méritos de un proyecto determinado.

La desregulación garantizaría que las tarifas ya no se basen en costos promedio a largo plazo, según lo determine una entidad reguladora central, para fijar precios basados ​​en costos marginales a corto plazo . El costo marginal de una planta varía considerablemente según la antigüedad, la tecnología, la eficiencia de conversión de combustible, etc. Tanto los sistemas regulados como los desregulados operan para minimizar los costos evitables de satisfacer la demanda instantánea.

A medida que la demanda se comunica a un despachador de sistemas de energía, este principio operativo de menor costo requiere que el despachador emplee primero plantas con los costos marginales más bajos. En otras palabras, las tarifas en un sistema desregulado están "determinadas por competidores hambrientos que compiten por el último megavatio de demanda en un mercado que se liquida cada cinco minutos". La eliminación del costo promedio de las tarifas de servicio crea la necesidad de un mercado para determinar las tarifas de electricidad.

El término reestructuración generalmente se refiere a la creación de estos mercados y la desintegración de servicios públicos integrados verticalmente. Los beneficios teóricos de la reestructuración son numerosos. La competencia, junto con liberar a los generadores de electricidad del costo de las tarifas de servicio, debería darles a los generadores poderosos incentivos para reducir los costos, lo que reducirá los precios al consumidor a largo plazo. En otras palabras, se dice que la desregulación somete al sector eléctrico a las "fuerzas innovadoras y productivas de la competencia".

La competencia requeriría que las instalaciones de generación asumieran una postura mucho más estricta en la negociación de contratos de fuentes de combustible, mano de obra y mantenimiento. También requeriría que las empresas de servicios públicos se centraran en la innovación para aumentar la eficiencia tecnológica a fin de seguir siendo competitivas. Además, Timothy Considine y Andrew Kleit argumentan que la competencia mejoraría la eficiencia de la asignación de electricidad.

Como explica Don Dewees, los inversores en un mercado competitivo construirán nueva capacidad cuando esperen recuperar "todos los costos de capital y operativos del precio de mercado esperado. Si los precios de mercado no cubren el costo de la inversión, esa inversión es socialmente excesiva". En teoría, este aspecto particular de la desregulación debería corregir las tendencias sobreexpansivas sistémicas de los regímenes de planificación centralizada.

Sin embargo, los mercados competitivos no están exentos de limitaciones. La teoría económica básica dicta que para que exista la competencia, se requiere un gran número de participantes en el mercado. Sin embargo, la experiencia con la desregulación en los Estados Unidos y el Reino Unido ha demostrado que los mercados competitivos pueden conducir a la concentración y manipulación del poder de mercado . En estas jurisdicciones, el mercado se ha visto amenazado por el comportamiento estratégico de los operadores establecidos y los nuevos participantes que tienen una participación de mercado demasiado grande. El caso de Enron en California es un buen ejemplo. Para que funcione un mercado competitivo, las empresas no pueden influir significativamente en los precios ajustando o cerrando la oferta individualmente.

Además, la promesa de mercados competitivos de reducir los precios al consumidor, en su mayor parte, aún no se ha materializado. Los datos de los Estados Unidos, por ejemplo, indican que si bien Pensilvania y Connecticut tienen precios residenciales bastante estables desde la reestructuración, la mayoría de los otros estados han experimentado aumentos de precios después del año 2000. Si bien esto puede ser una buena noticia en términos de conservación y gestión de la demanda. (C&DM), ha hecho que los mercados competitivos sean impopulares entre los consumidores y políticamente problemáticos. Por ejemplo, cuando los precios al consumidor subieron durante el experimento de desregulación de Ontario, el primer ministro Ernie Eves , bajo una creciente presión política, intervino en el mercado congelando los precios minoristas en noviembre de 2002.

Esto se debe a que la electricidad se diferencia de todos los demás productos en que debe producirse y distribuirse en el momento exacto en que se consume y en que es esencial para el funcionamiento de una nación industrial moderna. Así, un mercado de la electricidad no responde de la misma forma que el mercado de productos que se pueden almacenar, cuya compra se puede aplazar o que no son imprescindibles. Naing Win Oo y V. Miranda utilizaron la simulación de agente inteligente para mostrar que al pasar de un mercado de electricidad integrado verticalmente a uno competitivo, los consumidores minoristas estaban en una gran desventaja y los proveedores lo usaban para aumentar constantemente los precios y las ganancias. Esto ocurrió incluso con un gran número de proveedores y en ausencia de una colusión activa entre ellos. Sin embargo, en la práctica, se han encontrado comportamientos de colusión y explotación por parte de los proveedores en los mercados reales cuando estos han sido desregulados. S. David Freeman , quien fue nombrado presidente de la Autoridad de Energía de California en medio de la crisis energética en ese estado, testificó sobre el papel de Enron en la creación de la crisis ante el Subcomité de Asuntos del Consumidor, Comercio Exterior y Turismo del Comité de Comercio del Senado. , Ciencia y Transporte el 15 de mayo de 2002:

Hay una lección fundamental que debemos aprender de esta experiencia: la electricidad es realmente diferente de todo lo demás. No se puede almacenar, no se puede ver y no podemos prescindir de él, lo que hace que las oportunidades para aprovechar un mercado desregulado sean infinitas. Es un bien público que debe protegerse del abuso privado. Si la Ley de Murphy se redactara para un enfoque de mercado de la electricidad, entonces la ley declararía 'cualquier sistema que pueda ser jugado, se jugará y en el peor momento posible'. Y un enfoque de mercado para la electricidad es intrínsecamente viable. Nunca más podremos permitir que los intereses privados creen una escasez artificial o incluso real y que tengan el control.

La manipulación del mercado con fines de lucro privado crea, por tanto, la intervención del gobierno en el mercado. Esta intervención, aunque ciertamente apoyada por los consumidores de electricidad, genera dudas en la mente de los posibles inversores, que luego comienzan a cuestionar el compromiso del gobierno con la reestructuración. Un entorno poco atractivo para los inversores privados, a su vez, amenaza la oferta general en un régimen de mercado competitivo, ya que la planificación y la creación de nueva capacidad de generación se convierte en un riesgo cada vez mayor. Es por eso que algunos partidarios de la reestructuración, como Dewees, admiten que "[e] l mayor riesgo para los mercados competitivos puede no ser la escasez de energía o las olas de calor, sino la intervención del gobierno ..."

Gestión de la conservación y la demanda

El uso de la electricidad se puede dividir en tres sectores principales:

  • Sector residencial: incluye espacios residenciales y calefacción y refrigeración de agua, iluminación, electrodomésticos, etc. El uso de electricidad en este sector representa aproximadamente un tercio del consumo total en Ontario. Se prevé que la demanda residencial disminuya levemente.
  • Sector comercial: incluye principalmente la calefacción y refrigeración de espacios, así como la iluminación comercial y de oficinas. Este sector representa aproximadamente el 39% del consumo total de electricidad de Ontario y se prevé que sea el que más crezca.
  • Sector industrial: incluye las actividades manufactureras, las actividades mineras, la silvicultura y la construcción. Los consumidores industriales representan aproximadamente el 28% de la electricidad consumida en Ontario. Se prevé que este consumo se mantenga estable.

La demanda de electricidad también se puede separar como carga base y demanda máxima. La carga base se refiere a la demanda constante o invariable de electricidad. En Ontario, la carga base asciende a aproximadamente 13.000 MW y se satisface con energía nuclear e hidroeléctrica. Estas opciones de suministro generalmente tienen costos operativos bajos. Las estaciones nucleares tienen una capacidad limitada para cambiar rápidamente su producción. Las centrales hidroeléctricas pueden cambiar rápidamente su producción y, por lo general, se utilizan para ajustar el suministro de la red para que coincida con la demanda instantánea.

La demanda máxima se refiere a las necesidades fluctuantes o variables de electricidad por encima y más allá de los niveles de carga base. Sumado a esta carga base, la carga máxima eleva la demanda máxima de electricidad de Ontario a 27,000 MW. Este pico lo alcanzan típicamente las plantas de energía hidroeléctrica, de carbón y selectas que funcionan con petróleo / gas natural. Estas plantas pueden responder a los cambios en la demanda rápidamente, pero tienen costos operativos más altos.

La demanda promedio en Ontario es actualmente de 17.500 MW.

La demanda de electricidad se ve muy afectada por las variaciones estacionales. Se ha desarrollado una tendencia reciente por la cual la demanda máxima de verano ha crecido hasta superar las cargas pico de invierno. Esto es principalmente el resultado de las condiciones cada vez más cálidas del verano. La carga más alta registrada en Ontario se produjo el 1 de agosto de 2006, cuando la demanda máxima de electricidad alcanzó los 27.005 MW. El pico de demanda invernal más alto se produjo el 13 de febrero de 2007, cuando el pico de demanda fue de 25.868 MW.

La demanda máxima también varía según la hora del día. El período pico diario se refiere a la hora del día en que la demanda está en su punto más alto. En invierno, generalmente hay dos períodos pico: alrededor de las 10:30 a. M. Y alrededor de las 6 p. M. En los meses de verano, la demanda alcanza su punto máximo al final de la tarde, cuando las temperaturas son más altas.

Demanda de electricidad actual y futura prevista

La demanda de electricidad anual actual en Ontario es de 151 TWh. En otras palabras, en promedio, los habitantes de Ontario consumen 12,750 kWh por persona al año. Según la información de 2003, esta cifra es aproximadamente un 25% más baja que el promedio canadiense, aproximadamente igual a las tarifas de EE. UU. Y aproximadamente el doble de los niveles de consumo europeos (ver: consumo de electricidad por país ). Para abastecer dicha demanda, Ontario cuenta con 31.000 MW de potencia instalada, desglosada de la siguiente manera: 37% nuclear, 26% renovable (incluyendo energía hidroeléctrica), 16% gas natural y 21% carbón.

La demanda total de electricidad ha aumentado en Ontario durante las últimas décadas. En particular, durante el período 1993-2004, aumentó a una tasa de aproximadamente 0,5%.

Varios factores afectan la cantidad de energía que consumen los habitantes de Ontario. Éstos incluyen:

  • Crecimiento de la población: según los datos del censo de 2006, la población de Ontario ha aumentado un 6,6% en los últimos 5 años. Este considerable crecimiento contrarresta los efectos de la reducción del consumo per cápita en Ontario y da como resultado un aumento general del consumo de electricidad.
  • Crecimiento económico: el crecimiento del PIB de Ontario ha variado entre el 2% y el 3% en los últimos años, y se espera que alcance un promedio del 3,0% en los próximos años. Aunque la electricidad por unidad de PIB ha estado cayendo en los últimos años, la tasa total de crecimiento económico resultará en un aumento de la demanda general. Sin embargo, este aumento general es significativamente menor que la tasa de crecimiento económico o poblacional, lo que muestra que la demanda de electricidad está desvinculada de estas dos tasas de crecimiento, un patrón que se está reproduciendo recientemente en otras áreas de Canadá y otros países del G7.
  • Variabilidad climática: dado que una gran parte del consumo de electricidad está relacionado con el calentamiento y enfriamiento del agua y el espacio, la creciente variabilidad de las temperaturas en Ontario probablemente resultará en una mayor demanda de electricidad con el tiempo.
  • Actividad industrial: La industria pesada (minería, pulpa y papel, fabricación de automóviles, etc.) consume más energía que los sectores económicos relacionados con los servicios y el conocimiento. Sin embargo, se están produciendo cambios estructurales en la economía de la provincia, en particular el declive de la industria pesada y el aumento de los sectores de servicios y conocimiento, lo que se traducirá en una reducción de la demanda de electricidad industrial en general.
  • Precios de la electricidad: al 10 de septiembre de 2016, las tarifas de electricidad en Ontario se encuentran entre las más altas de América del Norte.
  • Prácticas de conservación y gestión de la demanda (C&DM): las iniciativas de C&DM pueden reducir significativamente la demanda de electricidad. La conservación puede resultar en una mejora de la productividad, menores facturas de energía y fluctuaciones de precios, así como un menor impacto ambiental.

Todas las variables anteriores afectan la previsión de la demanda futura de electricidad. La incertidumbre implícita en estos factores se acumula y dificulta determinar cuánta electricidad se consumirá en el futuro.

En su Informe de asesoramiento sobre la combinación de suministro de 2005 , la OPA estimó que la demanda de electricidad crecerá a una tasa del 0,9% anual entre 2006 y 2025, aumentando a aproximadamente 170 TWh por año para 2025. Esta estimación de la OPA es casi el doble de la tasa real de demanda de electricidad. crecimiento entre 1990 y 2003 del 0,5% anual. De hecho, la tasa de crecimiento de la demanda de electricidad en Ontario ha disminuido desde 1950. Esto fue resultado de los cambios estructurales en la economía de Ontario durante este período, en particular la disminución de la industria pesada y el aumento del crecimiento en los sectores de servicios y conocimiento. .

Las proyecciones de OPA son controvertidas. Organizaciones como Pollution Probe , Pembina Institute y Ontario Clean Air Alliance afirman que la OPA Supply Mix está fundamentalmente orientada a la oferta y sobreestima la demanda futura de electricidad. Basan sus afirmaciones en varios informes que estiman proyecciones de demanda más bajas.

Iniciativas de conservación y gestión del lado de la demanda en Ontario

Demand-Side Management (DSM) consiste en la implementación de diferentes políticas y medidas que sirven para influir en la demanda de un producto. Cuando se habla de electricidad, a menudo se la denomina Conservación y Gestión de la Demanda (C&DM o CDM), ya que tiene como objetivo reducir la demanda de electricidad, ya sea mediante el uso de tecnologías más eficientes o cambiando hábitos derrochadores. C&DM también aborda las reducciones en los picos de demanda a través de los programas de respuesta a la demanda (DR). La respuesta a la demanda no reduce la demanda total de electricidad; más bien, desplaza la demanda fuera de las horas pico.

Algunos consideran que la conservación económicamente racional y técnicamente factible es la forma más barata y limpia de cerrar la brecha entre la oferta y la demanda. Por ejemplo, las reducciones de carga son vitales para lograr el objetivo de cerrar las plantas de carbón de Ontario y evitar las importaciones de energía a carbón estadounidense, lo que conlleva importantes beneficios para la salud y el medio ambiente. Además, la implementación de mecanismos agresivos de C&DM reduciría las facturas de los consumidores al tiempo que aumentaría la productividad energética de la provincia. La economía de Ontario refleja actualmente niveles de productividad de la electricidad relativamente bajos, medidos como PIB por uso de electricidad. El estado de Nueva York tiene una tasa de productividad eléctrica 2,3 veces mayor que la de Ontario. Los programas de C&DM también son ventajosos porque pueden implementarse dentro de horizontes de tiempo y presupuestos limitados en relación con los enormes plazos de entrega y los riesgos financieros involucrados en la instalación de plantas de nueva generación.

También es importante adaptar y utilizar las políticas de C&DM exitosas de otras jurisdicciones. Además, es vital desarrollar y utilizar modelos de eficiencia energética para estimar con precisión el potencial de eficiencia energética, determinar las políticas de conservación más efectivas y establecer la máxima prioridad para la eficiencia energética y la conservación.

Con base en sus estimaciones de demanda futura, la OPA recomendó 1.820 MW como objetivo para lograr la reducción de la demanda máxima en 2025. Después de consultar con los grupos de partes interesadas que consideraron que este objetivo era demasiado bajo, los objetivos de C&DM de Ontario finalmente se ajustaron para reflejar un nuevo objetivo. de 6.300 MW de conservación para 2025 (1.350 MW para 2007, 1.350 MW adicionales para 2010 y 3.600 MW adicionales para 2025). Este objetivo fue establecido por la directiva de mezcla de suministro del Ministerio de Energía, que proporciona una dirección para la preparación del Plan de Sistema Integrado de Energía (IPSP) para la Autoridad de Energía de Ontario. Este objetivo se basó en la conservación y las energías renovables "económicamente prudentes" y "rentables", y estableciendo una prioridad más baja para ambas opciones en comparación con la nuclear.

Basado en modelos y estimaciones de varias empresas consultoras de energía y agencias independientes de Ontario, Ontario tiene un potencial de ahorro de casi el doble del objetivo de Ontario para la eficiencia energética. La brecha entre los ahorros potenciales de Ontario y su objetivo actual podría ser el resultado de: a) una coordinación inadecuada entre el gobierno de Ontario y OPA; b) falta de información pública sobre incentivos y medidas de eficiencia energética; c) planificación y financiación insuficientes de la eficiencia energética a largo plazo; ye) falta de una buena transformación institucional, de entrega y de mercado . El mayor potencial de ahorro de energía en Ontario se ha identificado en iluminación, calefacción de espacios, aire acondicionado, maquinaria de fabricación y equipos comerciales. Según una evaluación encargada por la OPA, este potencial se aplica a los tres sectores eléctricos:

  • El sector residencial representó un tercio del uso de energía en Ontario. La evaluación de la OPA sugiere que existe un ahorro potencial de electricidad del 31% en el sector residencial de Ontario para 2015 mediante mejoras en la iluminación y la calefacción de espacios.
  • El sector comercial representa el 39% del consumo total de electricidad de Ontario. La evaluación de OPA informa un ahorro potencial del 33% en este sector, principalmente en iluminación interior y modernizaciones de refrigeración.
  • El sector industrial, que incluye todas las actividades de fabricación, minería, silvicultura y construcción, representa aproximadamente el 28% del uso de electricidad en Ontario. Según la evaluación de OPA, es posible un ahorro de energía del 36% en este sector basado en inversiones en nuevos equipos de calefacción, ventilación y aire acondicionado.

Actores gubernamentales involucrados en la conservación y la gestión de la demanda

La Oficina de Conservación de Ontario es una organización gubernamental establecida por el gobierno de Ontario como una división de OPA en 2005. Su mandato es promover programas de C&DM que aplazan la necesidad de invertir en nueva infraestructura de generación y transmisión. Los programas administrados por la Oficina de Conservación incluyen:

  • Iniciativas de vivienda social y de interés social diseñadas para reducir el consumo eléctrico en un total de 100 MW en 33.000 hogares.
  • Reembolsos de ahorro que alientan a los residentes de Ontario a reducir su consumo de electricidad mediante la instalación de equipos de calefacción y refrigeración de bajo consumo.
  • Programas de respuesta a la demanda que ofrecen a los consumidores una compensación por reducir su demanda de electricidad durante momentos específicos del día.

El Ministerio de Energía de Ontario (MOE) es responsable de garantizar que el sistema eléctrico de Ontario funcione al más alto nivel de confiabilidad y productividad. Esto incluye el establecimiento de estándares de eficiencia energética, incluidos los estándares Energy Star para electrodomésticos y ventanas. El Ministerio ha comenzado recientemente un programa para eliminar las lámparas comerciales T12 (tubulares fluorescentes de 1,5 pulgadas) para 2011.

El Ministerio de Asuntos Municipales y Vivienda de Ontario ha comenzado a alentar a los desarrolladores de viviendas del sector privado a que aumenten los estándares de eficiencia energética de las nuevas viviendas. Otros programas incluyen:

  • Una revisión de tres años del código de construcción de Ontario para mejorar el desempeño de eficiencia energética de los edificios de Ontario.
  • Incentivos financieros (en forma de reembolsos) para la eficiencia energética en unidades de vivienda asequibles.
  • Implementación de los estándares de construcción ecoENERGY a partir de 2007 (la marca oficial del Gobierno de Canadá asociada con el etiquetado y la calificación del consumo de energía o la eficiencia energética de productos específicos)

La Oficina de Eficiencia Energética (OEE) se estableció en abril de 1998 como parte de Natural Resources Canada y es la oficina federal principal para la eficiencia energética. Las responsabilidades de la OEE incluyen: la promoción de la eficiencia energética en los principales sectores energéticos (industrial, residencial, comercial y de construcción); el suministro de información sobre eficiencia energética al público; la recopilación de datos y la publicación de tendencias de eficiencia energética .

Desde 2005, la Junta de Energía de Ontario (OEB) implementó dos mecanismos para crear incentivos para que las empresas de distribución local (LDC) promocionen el programa C&DM: un Mecanismo de Ajuste de Ingresos Perdidos (LRAM), mediante el cual las empresas de servicios públicos recuperan todos los ingresos que obtendrían. han recaudado si no hubieran promovido reducciones de ventas a través de la conservación y la eficiencia energética; y un Mecanismo de Ahorro Compartido (SSM), mediante el cual los consumidores y las empresas de servicios públicos comparten los beneficios asociados con la implementación del programa C&DM.

Desde 2009, el Comisionado de Medio Ambiente de Ontario (ECO) tiene la responsabilidad legal de informar sobre "el progreso de las actividades en Ontario para reducir el uso o hacer un uso más eficiente de la electricidad, el gas natural, el propano, el petróleo y los combustibles de transporte". El ECO produce informes anuales en dos partes sobre conservación de energía, la primera parte sobre el marco de políticas más amplio que afecta la conservación de energía en Ontario, y la segunda parte sobre los resultados de las iniciativas en curso.

Opciones de suministro

Esquemas de sistemas centralizados versus distribuidos

Los suministros de electricidad pueden clasificarse como distribuidos o centralizados por naturaleza. Mientras que la generación centralizada convencional implica pocas instalaciones de generación conectadas a través de líneas de transmisión de alto voltaje que abarcan largas distancias, las instalaciones de generación distribuida están ubicadas cerca de la carga, o en términos técnicos, en el lado del cliente del medidor, aunque no necesariamente restringidas a usos locales. . En este esquema, las fuentes de energía distribuidas son más numerosas y lo suficientemente más pequeñas que las centrales generadoras como para permitir la interconexión en casi cualquier punto del sistema eléctrico.

La generación distribuida, a veces conocida como generación 'dispersa' o 'integrada' cuando se hace referencia a la generación eólica a pequeña escala, generalmente describe solo fuentes de electricidad renovables con capacidades inferiores a 10 MW. Las tecnologías que a menudo se asocian con la generación distribuida incluyen la cogeneración, también conocida como generación combinada de calor y energía (CHP), así como micro-turbinas , celdas de combustible y generadores de gas utilizados para energía de respaldo en el sitio o de emergencia.

Las energías renovables también pueden considerarse tecnologías distribuidas, según su aplicación. Por lo general, los parques eólicos comunitarios , las matrices solares fotovoltaicas , las instalaciones geotérmicas y las instalaciones de energía alimentadas con biomasa suelen tener una capacidad de generación lo suficientemente limitada como para calificar como fuentes de energía distribuida. Por el contrario, las grandes centrales hidroeléctricas y los parques eólicos marinos, con capacidades de producción sustanciales de 50 a 100 MW o más que alimentan las redes de transmisión de alta tensión, no pueden considerarse generación distribuida.

Carbón

La generación de electricidad a base de carbón es actualmente barata en comparación con otras fuentes de energía. En 2005, el precio promedio de la energía de carbón en Ontario fue de C $ 46 / MWh, en comparación con $ 89 / MWh y $ 107 / MWh para la generación de energía hidroeléctrica y de petróleo / gas natural, respectivamente. Sin embargo, se cree que el carbón cuesta 3.000 millones en costos de salud adicionales a Ontario cada año, lo que explica esto, es dos veces más caro que el viento.

Las plantas de carbón de Ontario emiten grandes cantidades de gases de efecto invernadero y contaminantes que causan smog cada año. La Ontario Clean Air Alliance es quizás el crítico más acérrimo de la generación de carbón en este sentido. Las últimas cifras, de 2005, informadas en el Inventario Nacional de Emisiones de Contaminantes y el Programa de Reporte de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero del Gobierno Canadiense , muestran que la Estación Generadora de Nanticoke es el mayor emisor de gases de efecto invernadero (CO 2 ) (17,629,437 toneladas) y el quinto mayor emisor. de contaminantes del aire (107.689.470 kg) en Canadá. Sin embargo, gracias en parte a los controles de lluvia ácida implementados en las décadas de 1980 y 1990, las emisiones de carbón han ido disminuyendo. En total, las plantas de carbón de Ontario emitieron el 14% (37.000 toneladas) de todo el NO x , el 28% (154.000 toneladas) de todo el SO 2 y el 20% (495 kg) de todas las emisiones de Hg (mercurio) en 2003, respectivamente.

Un análisis de costo-beneficio publicado por el gobierno provincial en abril de 2005, encontró que las emisiones de todas las estaciones de carbón de Ontario son responsables de hasta 668 muertes prematuras, 928 ingresos hospitalarios, 1,100 visitas a la sala de emergencias y 333,600 enfermedades menores (dolores de cabeza, tos , síntomas respiratorios) por año.

Las nuevas tecnologías de ' carbón limpio ', como los "depuradores" de desulfuración de gases de combustión (FGD) para la eliminación de SO 2 y la reducción catalítica selectiva (SCR) para NO X, se pueden utilizar para reducir las emisiones tóxicas, pero no tienen ningún efecto sobre las emisiones de carbono y son caro de instalar. Al testificar ante un comité legislativo en febrero de 2007, Jim Hankinson, director ejecutivo de Ontario Power Generation , estimó el costo de instalar nuevos depuradores en las plantas de carbón de Ontario entre C $ 500 millones y C $ 1,5 mil millones.

A partir de 2007, dos de las cuatro chimeneas en Lambton y dos de las ocho chimeneas en la estación de Nanticoke están actualmente equipadas con depuradores. Se espera que la OPA recomiende si instalar o no depuradores en las instalaciones de carbón restantes en la primavera de 2007.

En 2007, las centrales eléctricas de carbón constituían aproximadamente el 21% del suministro de energía existente de Ontario (6.434 MW) y el 19% de la producción total de electricidad de Ontario (30,9 TWh). En ese momento, Ontario tenía cuatro centrales eléctricas de carbón en funcionamiento:

En abril de 2005, el gobierno de Ontario cerró la estación de generación de Lakeview en Mississauga , Ontario, lo que representa una capacidad de generación de 1.140 MW.

Los liberales de Ontario llegaron al poder en 2003 con la promesa de eliminar y reemplazar todas las estaciones de carbón de la provincia para 2007. En 2005, el gobierno retrasó la fecha objetivo hasta 2009, citando preocupaciones de confiabilidad. Desde entonces, ha revisado este plan una vez más, manteniendo su compromiso político, pero negándose a establecer una fecha límite específica para una eliminación completa. En cambio, instruyó a la OPA a: "El plan para que la generación a carbón en Ontario sea reemplazada por fuentes más limpias en el período de tiempo práctico más temprano que garantice la capacidad de generación adecuada y la confiabilidad del sistema eléctrico en Ontario". [Énfasis añadido]

Posteriormente, la OPA ha publicado planes preliminares para una eliminación completa del carbón para 2014, que comenzará en 2011. Se espera que los generadores de carbón sean reemplazados por nuevas instalaciones de generación de energía renovable y gas natural, así como medidas de conservación. Thunder Bay Generating Station , la última planta de electricidad a carbón en Ontario se cerró en abril de 2014, completando la eliminación. Desde entonces, la planta ha sido restaurada para funcionar alimentada con biomasa.

Gas natural

El gas natural es un combustible fósil compuesto principalmente de metano , que se puede quemar para liberar calor que luego se utiliza para producir electricidad. Contiene muy poco azufre, sin cenizas y casi sin metales; por lo tanto, a diferencia del carbón, los metales pesados ​​y el SO x ( dióxido de azufre y trióxido de azufre ), la contaminación no es una preocupación importante. En los Estados Unidos, la planta de gas natural promedio emite 516 kg de dióxido de carbono , 0,05 kg de dióxido de azufre y 0,8 kg de óxidos de nitrógeno (NO x ) por megavatio-hora de energía generada. En comparación con el carbón, el gas natural genera aproximadamente la mitad de dióxido de carbono, un tercio de los óxidos de nitrógeno y una centésima parte de los óxidos de azufre.

El gas natural se usa más comúnmente para aplicaciones de calefacción en hogares y empresas, pero la generación de energía a gas natural también es un componente importante de la combinación de suministro de energía, que representa el 8% de la capacidad de generación de energía de Ontario, con 102 estaciones generadoras de gas natural. Se prevé que esta capacidad aumente de 5.103 MW a 9.300 MW en 2010.

En 2006, el gobierno de Ontario ordenó a la OPA que utilizara gas natural para satisfacer la demanda de energía en las horas pico. La OPA también recibió instrucciones de desarrollar opciones de uso de alta eficiencia y valor para el gas natural. Por lo tanto, la OPA ha decidido utilizar gas natural para dos aplicaciones: (1) confiabilidad del área local y (2) capacidad del sistema.

Para 2025, se prevé que la capacidad instalada de gas natural y cogeneración aumente de los 4.976 MW actuales a 11.000 MW, aproximadamente el 27% de la capacidad de generación del sistema. Dicho esto, debido a su uso predominante solo en aplicaciones de energía de alto valor, se espera que el gas natural solo represente el 6% de la producción total de electricidad de Ontario.

Cogeneración

La cogeneración , o calor y energía combinados (CHP), se refiere a la generación concurrente de energía y calor a partir de la misma fuente de energía. Luego, el calor se utiliza en aplicaciones locales, como la calefacción de hogares.

La cogeneración se puede aplicar a cualquier combustible que se queme para obtener energía. Los combustibles fósiles, la biomasa y el biogás se pueden utilizar en plantas de cogeneración. El transporte de calor a largas distancias no es práctico, por lo que las plantas de cogeneración suelen ser pequeñas y ubicadas cerca de la carga de energía. Por tanto, la cogeneración está intrínsecamente ligada a la generación distribuida. La ubicación urbana de las plantas de cogeneración las hace muy compatibles con combustibles de combustión limpia como el gas natural. Los problemas de salud asociados con otros combustibles fósiles (ver carbón arriba) los hacen menos adecuados para áreas con altas densidades de población.

La cogeneración puede aumentar drásticamente la eficiencia del uso de combustible, ya que entre el 48% y el 64% de la energía de la combustión convencional se puede recuperar en forma de calor, mientras que solo entre el 25% y el 37% se convierte en energía. La eficiencia combinada del uso de calor y energía puede llegar hasta el 91%. Las altas eficiencias se traducen en costos de combustible mucho más bajos, así como en emisiones mucho más bajas [de gases de efecto invernadero] y otras.

Actualmente hay 110 plantas generadoras de CHP en operación en Ontario, con una capacidad total de aproximadamente 2.300 MW. De estos, 82 queman gas natural y el resto utiliza biomasa. Solo 50 de estas instalaciones están conectadas a la red. (Ver: Base de datos de cogeneración de Simon Fraser ).

La Autoridad de Energía de Ontario anticipa que la contribución de la cogeneración a la conservación de la electricidad estará entre 47 y 265 MW, dependiendo de cuán agresivamente se persiga en Ontario. Sin embargo, estas proyecciones son controvertidas, ya que todavía hay mucho debate sobre el potencial de la vida real de los proyectos de cogeneración generalizados.

La OPA envió una solicitud de propuestas en 2005 para hasta 1.000 MW de nueva cogeneración. Como resultado, siete nuevas estaciones generadoras de CHP se están desarrollando actualmente en Ontario bajo contratos ejecutados en 2006 con una capacidad total combinada de 414 MW.

Nuclear

La energía nuclear representa casi la mitad de la generación de energía de Ontario. El gobierno planea mantener el papel de la energía nuclear en la generación de energía hasta el 2025. Ontario tiene actualmente 18 unidades nucleares en funcionamiento. Estos reactores suman 11.400 MW de capacidad de generación y están ubicados en tres sitios: Pickering, Bruce y Darlington. Aproximadamente la mitad de la energía de Ontario se generó a partir de fuentes de energía nuclear en 2005.

El Instituto Canadiense de Investigación de Energía ( CERI ) preparó un informe para la Asociación Nuclear Canadiense en 2004 comparando los impactos ambientales de la generación nuclear con otras tecnologías de generación de carga base en Ontario. Descubrieron que la energía nuclear era casi comparable en costo con la generación de carbón. Sin embargo, grupos como el Instituto Pembina y la Ontario Clean Air Alliance critican la energía nuclear por el impacto de las operaciones de extracción de uranio , los efectos a largo plazo de los desechos radiactivos y el terrorismo potencial y los riesgos de desastre de la energía nuclear.

En diciembre de 2004, había más de 1.700.000 haces de combustible usados ​​almacenados en el lugar en las estaciones de generación nuclear operativas y fuera de servicio en todo Ontario.

Las instalaciones nucleares tienen largos plazos de entrega para las aprobaciones ambientales y de otro tipo, así como para la construcción real. La historia nuclear de Ontario también está marcada por sobrecostos presupuestarios y retrasos en las plantas nuevas y renovadas. La energía nuclear tiene altos costos de capital y plazos de entrega, pero bajos costos operativos, lo que la hace adecuada solo para aplicaciones de carga base. En comparación, las plantas de gas natural tienen plazos de entrega cortos pero altos costos operativos y de combustible. Sin embargo, recientemente una serie de factores económicos han tenido un impacto importante en el costo de la energía nucleoeléctrica. Grupos como Ontario Clean Air Alliance se apresuran a señalar que las fluctuaciones en los precios del uranio han hecho que los costos operativos asociados con la generación nuclear aumenten más que los de las plantas de gas natural y las energías renovables.

El gobierno ha ordenado a la OPA que utilice energía nuclear para satisfacer la carga base de la demanda de energía en Ontario, pero la capacidad de generación nuclear no debe exceder los 14.000 MW. El resultado es que se proyecta que la energía nuclear represente aproximadamente el 37% de la capacidad de generación en Ontario y produzca el 50% de la energía en 2025, similar a su papel en la combinación de suministro actual.

Para lograr esta combinación, será necesario construir o renovar más unidades nucleares, ya que la mayoría de los reactores actualmente en servicio excederán su vida útil antes de 2020. En respuesta, la OPA ha firmado un acuerdo con Bruce Power para renovar dos unidades. en Bruce, que se prevé agregará 1.540 MW de capacidad de generación para 2009. Bruce Power también planea renovar una tercera unidad en el futuro. El Auditor General de Ontario publicó un informe el 5 de abril de 2007, criticando los altos costos asociados con el acuerdo de renovación de Bruce Power.

Ontario Power Generation (OPG) está realizando actualmente una evaluación ambiental para la renovación de cuatro unidades operativas en Pickering B.

Renovables

Proyecciones de OPA para la capacidad instalada de electricidad renovable en Ontario para 2025.
  2005 Capacidad instalada (MW) Nueva capacidad (MW) Total proyectado para 2025 (MW)
Hidroeléctrico 7.768 2,287 10.055
Viento 305 4.719 5,019
Biomasa 70 786 856

Como estrategia para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, el gobierno de Ontario planea eliminar gradualmente las plantas generadoras de electricidad a carbón y aumentar la proporción de electricidad generada a partir de fuentes renovables, así como promover estrategias para reducir la demanda de electricidad a través del MDL. Se estima que el 30% de la demanda de electricidad de Ontario se producirá a partir de estas fuentes para 2025. En comparación con las fuentes de combustibles fósiles, la generación de electricidad a partir de fuentes renovables como el agua, el viento y la biomasa tiene las siguientes ventajas:

  • Bajos impactos ambientales y para la salud debido a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.
  • Bajos costos operativos que conducen a bajos costos de calefacción y electricidad.
  • Bajos riesgos de seguridad y protección en relación con las fuentes de energía convencionales, como las generaciones de combustibles fósiles o nucleares.
  • Reducción de la dependencia de combustibles importados que crean seguridad energética.
  • La naturaleza distribuida de las energías renovables permite la reducción de costos y pérdidas de transmisión y distribución de energía generada de forma centralizada.

Hidroelectricidad

La energía hidroeléctrica representa actualmente aproximadamente el 21% del suministro eléctrico actual en Ontario. Se estima que esta capacidad aumentará al 30% para 2025 a medida que se agreguen nuevos sitios a la capacidad instalada actual y se renueven los existentes. Se hará especial hincapié en el desarrollo de centrales hidroeléctricas con grandes capacidades de almacenamiento que puedan utilizarse para proporcionar energía despachable , que sean igualmente capaces de satisfacer la demanda máxima de electricidad o compensar la naturaleza intermitente de otras fuentes renovables como la eólica.

Viento

Ontario, especialmente la parte sur, tiene abundante potencial eólico que puede aprovecharse para generar electricidad renovable. Se estima que Ontario tiene un área de unos 300.000 km 2 al alcance del sistema de transmisión que se puede utilizar para generar electricidad a partir de energía eólica. Esta área se aproxima al tamaño de Alemania, que es el país líder en la producción de electricidad a partir de energía eólica. Si Ontario pudiera utilizar intensamente la energía eólica como Alemania, la electricidad eólica contribuiría hasta el 13% de la demanda de la provincia. La generación de electricidad a partir de energía eólica se considera rentable en el sur de Ontario debido a la proximidad a las líneas de transmisión y los centros de carga.

El viento puede considerarse una fuente de electricidad poco confiable debido a su naturaleza intermitente. Sin embargo, la integración de la energía eólica con sistemas hidroeléctricos o biomasa asegura un suministro estable de electricidad renovable. Las integraciones de energía eólica e hidráulica se han practicado con éxito en el estado de Oregon y pueden utilizarse para proporcionar electricidad confiable en Canadá.

En 2015, la capacidad eólica instalada de Canadá fue de 11.205 MW, y Ontario lideró el país en capacidad instalada con 4.361 MW. OPA estima que esta capacidad aumentará a 5,000 MW para 2025, pero otros estudios estiman que la capacidad llegará a 7,000 MW para 2020 y 8000 MW para 20XX.

Biomasa

La biomasa se refiere a la materia orgánica de plantas o animales que se puede convertir en energía. La bioenergía , a su vez, es cualquier forma de energía (calor o electricidad) generada a partir de biomasa.

El desarrollo de una industria de bioenergía en Ontario enfrenta muchos desafíos, incluidos, entre otros, los altos costos debido a la naturaleza a pequeña escala de las tecnologías utilizadas para convertir la biomasa en energía y problemas ambientales (por ejemplo, disminución de la productividad del suelo y mayor uso de fertilizantes y pesticidas ) relacionados con la recolección intensiva de biomasa para la producción de energía. Dicho esto, la investigación que se ha llevado a cabo para abordar algunas de estas preocupaciones sugiere que la adopción de prácticas de manejo sostenible que apunten a mantener las funciones ecológicas de los bosques y los agroecosistemas pueden sustentar la producción de biomasa sin impactos adversos al medio ambiente.

El doble papel de la biomasa como sustituto de los combustibles fósiles y como sumidero del carbono atmosférico es la principal ventaja para su uso en la generación de energía. La producción de bioenergía a partir de fuentes sostenibles de biomasa se considera neutra en carbono porque el CO 2 emitido durante los procesos de combustión o degradación natural es capturado por las plantas en crecimiento. Aunque el ciclo combinado de gasificación integrada basada en biomasa (IGCC) y el calor y la energía combinados (CHP) con almacenamiento de captura de carbono (CCS) pueden ser tecnologías prometedoras para reducir las emisiones de GEI de las plantas generadoras de electricidad, estas tecnologías son a pequeña escala y no están bien desarrolladas en Ontario. El movimiento a favor de generar bioenergía a partir de residuos municipales parece ser una estrategia para mitigar el manejo de la basura; muchos vertederos municipales se están acercando a su capacidad. Existe la posibilidad de generar ingresos a partir de las emisiones de metano de los desechos municipales.

Según el IPSP, se puede generar un total de 1.250 MW a partir de biomasa para 2027 , pero hasta ahora solo se han considerado 856 MW en los planes. Otros informes sugieren que la biomasa tiene el potencial de producir alrededor de 14,7 TWh (2450 MW) de electricidad y 47,0 TWh de calor en 10 a 20 años.

En la actualidad, la biomasa forestal es la principal fuente de biomasa utilizada para la producción de energía, seguida de la biomasa agrícola, así como de los residuos sólidos urbanos y las aguas residuales.

  • La biomasa forestal incluye residuos de cosecha (tala), residuos de operaciones de silvicultura, residuos de molinos de madera, turba y plantaciones leñosas de rotación corta como las plantaciones de sauces. Una gran parte de esto se puede encontrar en el norte de Ontario, donde las comunidades remotas pueden beneficiarse de depender de fuentes de energía menos dependientes de una conexión a la red provincial más grande. Actualmente se está llevando a cabo un estudio de viabilidad para generar electricidad a partir de biomasa forestal, turba o desechos municipales en la estación generadora de Atikokan en el noroeste de Ontario.
  • La biomasa agrícola incluye biogás de estiércol, residuos de cultivos y animales, así como cultivos energéticos como el pasto varilla y el alpiste. Ontario tiene alrededor de 630.000 hectáreas de tierras agrícolas menos productivas de las que se podrían dedicar al cultivo de cultivos energéticos con una capacidad de producción de 5,58 millones de toneladas de biomasa (103PJ de energía) por año.
  • Las fuentes de biomasa municipal incluyen desechos sólidos y aguas residuales municipales. La descomposición de la biomasa produce gas que es 50% metano y 50% dióxido de carbono. Por lo tanto, la conversión de gases de vertedero en energía puede reducir los impactos ambientales generales.

Solar y geotermia

El sur de Ontario, en particular Toronto, recibe tanta radiación solar de verano como la ciudad de Miami, Florida , lo que indica que Ontario tiene suficiente energía solar que se puede aprovechar para generar electricidad o calor. A diferencia de la energía solar, las bombas de calor geotérmicas (GHP) producen energía térmica que se utiliza principalmente para calentar espacios y agua caliente. Los GHP funcionan como refrigeradores para transferir la energía térmica absorbida desde debajo de la línea de congelación (aproximadamente 1,2 m de profundidad del suelo para el sur de Ontario) a los edificios conectados.

La OPA estima que estas tecnologías contribuirán con alrededor de 1.000 MW a la capacidad de electricidad de Ontario para 2025. Aunque esta estimación se utilizó con fines de planificación, es posible que la capacidad aumente en el futuro a medida que se desarrollen las tecnologías respectivas. Algunos estudios sugieren que la capacidad instalada de los sistemas solares fotovoltaicos por sí sola puede llegar a los 5.000 - 6.200 MW para 2015.

Importaciones

Ontario tiene una capacidad de interconexión que totaliza 4.000 MW. Las jurisdicciones de conexión incluyen: Nueva York, Michigan , Quebec, Manitoba y Minnesota . La red provincial está conectada a la Interconexión Este administrada por el Consejo Coordinador Eléctrico del Noreste .

El Informe de asesoramiento sobre la combinación de suministros de OPA recomienda 1.250 MW de importaciones para Ontario. Esta cifra se deriva principalmente de proyectos hidroeléctricos a corto plazo planificados en Quebec. Hydro-Québec TransEnergie y Hydro One de Ontario , la empresa de suministro de electricidad de cada provincia, firmaron un acuerdo de 800 millones de dólares canadienses en noviembre de 2006 para construir una nueva interconexión Quebec-Ontario de 1.250 MW para 2010.

También existe la posibilidad de nuevas interconexiones a Manitoba y / o Labrador. Pero debido a los desafíos de costo y ubicación, estos planes siguen siendo provisionales y se consideran posibilidades a largo plazo (2015-2025).

Manitoba está planificando dos nuevos proyectos hidroeléctricos, conocidos como Estación Generadora Conawapa y Estación Generadora Keyask (Gull), en el norte de Manitoba. Se prevé que Conawapa, ubicada en la parte baja del río Nelson, tenga una capacidad proyectada de 1.380 MW cuando entre en funcionamiento en 2017. Se espera que Keeyask, inicialmente proyectado para estar en servicio en 2011/2012, genere 600 MW. Deberán construirse nuevas líneas de transmisión de alto voltaje de larga distancia para respaldar los proyectos, ya que la línea de interconexión existente entre Manitoba y Ontario es demasiado pequeña para permitir las actualizaciones adecuadas.

Terranova y Labrador planean construir dos importantes estaciones generadoras, capaces de generar aproximadamente 2.800 MW en el río Lower Churchill en Labrador . La instalación de Muskrat Falls tendrá una capacidad planificada de 824 MW, mientras que se espera que el proyecto de Gull Island genere 2.000 MW. Sin embargo, cualquier interconexión con Ontario necesitaría el apoyo tanto del gobierno de Quebec como del gobierno federal, ya que la transmisión de electricidad generada en Labrador debe atravesar Quebec.

La mayoría de las importaciones de los Estados Unidos se basan en instalaciones de generación de energía nuclear, gas natural o carbón. Como tal, el gobierno de Ontario ha expresado poco interés en aumentar las importaciones de electricidad de los Estados Unidos.

Ver también

Referencias