Sektor energii elektrycznej w Kanadzie - Electricity sector in Canada

Część serii na
Gospodarka Kanady
Historia gospodarcza Kanady
Historia bankowości Historia ropy naftowej Polityka energetyczna Kanady dolar kanadyjski
Sektory
Podstawowy sektor Rolnictwo Energia Ropa naftowa Elektryczność Górnictwo Wędkarstwo Leśnictwo Sektor wtórny Motoryzacja Sektor trzeciorzędowy Programy społeczne Transport Turystyka Finanse Bank centralny Bankowość w Kanadzie Giełdy Firmy Spółki notowane na TSX
Gospodarka według prowincji
Alberta Ontario Quebec Saskatchewan jeszcze...
Gospodarka według miasta
Montreal Toronto Vancouver jeszcze...
v T mi

Produkcja energii elektrycznej według źródła w 2018 r.

•   Węgiel: 7 (7,0%)
•   Gaz ziemny, ropa naftowa i inne: 11 (11,0%)
•   Jądrowa: 15 (15,0%)
•   Woda: 60 (60,0%)
•   Energia odnawialna niewodna: 7 (7,0%)

Sektor energii elektrycznej w Kanadzie odgrywał znaczącą rolę w życiu gospodarczym i politycznym kraju od końca XIX wieku. Sektor jest zorganizowany wzdłuż linii wojewódzkich i terytorialnych. W większości prowincji duże zintegrowane zakłady użyteczności publicznej będące własnością państwa odgrywają wiodącą rolę w wytwarzaniu , przesyłaniu i dystrybucji energii elektrycznej. Ontario i Alberta stworzyły rynki energii elektrycznej w ostatniej dekadzie w celu zwiększenia inwestycji i konkurencji w tym sektorze gospodarki.

Energia wodna stanowiła 60% całej produkcji energii elektrycznej w Kanadzie w 2018 r., co czyni Kanadę trzecim co do wielkości producentem energii elektrycznej na świecie po Chinach i Brazylii. Od 1960 roku duże projekty hydroelektryczne, zwłaszcza w Quebecu , Kolumbii Brytyjskiej , Manitobie oraz Nowej Fundlandii i Labradorze , znacznie zwiększyły zdolność wytwórczą kraju.

Drugim co do wielkości pojedynczym źródłem energii (15% całości) jest energia jądrowa , z kilkoma elektrowniami w Ontario wytwarzającymi ponad połowę energii elektrycznej tej prowincji i jednym generatorem w New Brunswick . To sprawia, że ​​Kanada jest szóstym co do wielkości producentem energii elektrycznej z energii jądrowej na świecie, produkując 95 TWh w 2017 roku.

Paliwa kopalne wytwarzają 18% kanadyjskiej energii elektrycznej, mniej więcej połowę jako węgiel (7% całości), a pozostałą część stanowi mieszanka gazu ziemnego i ropy naftowej. Tylko cztery prowincje wykorzystują węgiel do produkcji energii elektrycznej. Alberta, Saskatchewan, Nowy Brunszwik i Nowa Szkocja polegają na węglu przez mniej niż połowę swojej produkcji, podczas gdy inne prowincje i terytoria nie spalają żadnej energii elektrycznej. Alberta i Saskatchewan również zużywają znaczne ilości gazu ziemnego. Odległe społeczności, w tym cały Nunavut i większość Terytorium Północno-Zachodniego, wytwarzają większość energii elektrycznej z generatorów diesla , co wiąże się z wysokimi kosztami ekonomicznymi i środowiskowymi. Rząd federalny podjął inicjatywy mające na celu zmniejszenie zależności od energii elektrycznej zasilanej olejem napędowym. Jednak w 2018 r. NWT wytwarzało 70% energii elektrycznej z zapór hydroelektrycznych i 4% z wiatru. W Nunavut energia słoneczna generuje niewielką ilość energii elektrycznej przez małe instalacje i projekty.

Szybko rosnącą część całości stanowią źródła niewodne, które w 2016 r. wyniosły 7%. Warto zauważyć, że Wyspa Księcia Edwarda wytwarza prawie całą energię elektryczną z energii wiatrowej .

Kanada prowadzi znaczny handel energią elektryczną z sąsiednimi Stanami Zjednoczonymi, wynoszący 72 TWh w eksporcie i 10 TWh w imporcie w 2017 r.

Kanadyjskie domy, biura i fabryki są dużymi użytkownikami energii elektrycznej lub wodnej , jak to się często nazywa w wielu regionach Kanady. W 2007 roku kanadyjskie zużycie energii elektrycznej na mieszkańca było jednym z najwyższych na świecie, ze średnią roczną 17MWh. W 2017 roku średnie roczne zużycie energii elektrycznej na mieszkańca w Kanadzie spadło do 14,6 MWh. Quebec miał najwyższe roczne zużycie na poziomie 21 MWh na mieszkańca, a Nunavut najmniej, 6,1 MWh na mieszkańca. W 2018 r. wytwarzanie energii elektrycznej odpowiadało za 9% emisji Kanady, co oznacza spadek o 32% od 1990 r.

Historia

Energia elektryczna ma duże znaczenie dla gospodarki i polityki Kanady od końca XIX wieku. W latach 90. XIX wieku trzy firmy rywalizowały o rozwój kanadyjskiego wodospadu Niagara. Po I wojnie światowej powstały zakłady użyteczności publicznej. Spółki publiczne skupiły się na elektryfikacji wsi i rozwoju hydroelektrowni.

Organizacja

Sektor energii elektrycznej w Kanadzie jest zorganizowany wzdłuż linii prowincjonalnych i terytorialnych w ramach ich jurysdykcji nad zasobami naturalnymi. Wszystkie prowincje i terytoria utworzyły tablice usług użyteczności publicznej i regulują stawki przesyłu i dystrybucji.

Proces liberalizacji w latach 90. zmienił niektóre parametry, takie jak rozdział funkcji wytwórczych, przesyłowych i dystrybucyjnych zasiedziałych przedsiębiorstw użyteczności publicznej w celu wspierania konkurencyjnego rynku hurtowego lub, jak w przypadku dużych eksporterów, takich jak Quebec i Kolumbia Brytyjska, w celu dostosowania 888 Federalnej Komisji Regulacji Energetyki oraz inne przepisy dotyczące rynku amerykańskiego . Większość samorządów prowincjonalnych nadal utrzymuje duży udział finansowy jako operatorzy na rynkach elektrycznych.

W większości prowincji i terytoriów przedsiębiorstwa użyteczności publicznej to pionowo zintegrowane korporacje koronne działające jako regulowane monopole . Tak jest w większości przypadków w Nowym Brunszwiku , Quebecu , Manitobie , Saskatchewan , Kolumbii Brytyjskiej i Nunavut . Drugi model obejmuje korporację Crown jako duży generator lub w systemie przesyłowym, obok będącego własnością inwestora dystrybutora, jak w Nowej Fundlandii i Labradorze , Jukonie , Terytoriach Północno-Zachodnich i, w mniejszym stopniu, na Wyspie Księcia Edwarda . Nova Scotia nie przyznano monopol na Nova Scotia Mocy , gdy pozbawiona swoich inwestycji w tym sektorze w 1992 roku, jednak nadal istnieją pół tuzina małych dystrybutorów elektrycznych Publiczna - Miejska Electric Utilities z Nowej Szkocji , którzy mają prawo do zakupu od władzy inne strony lub generować własne. NS posiada program taryf gwarantowanych, aby zachęcić mniejszych wytwórców. [2]

Dwie prowincje, Ontario i Alberta , w ciągu ostatniej dekady w różnym stopniu zderegulowały swój przemysł elektryczny. W obu województwach działają rynki energii elektrycznej , ale istnieją znaczne różnice między tymi dwoma systemami. Rynek w Ontario jest hybrydą, a Ontario Power Authority (obecnie połączone z IESO) „kontraktuje na dostawy, zintegrowane planowanie systemu i regulowane ceny dla dużej części produkcji i obciążenia w Ontario”. W Albercie działalność wytwórcza jest konkurencyjna, podczas gdy przesył i dystrybucja podlegają regulacjom taryfowym.

W wielu gminach działają lokalne systemy dystrybucji . Niektóre z nich, takie jak EPCOR w Edmonton , są również znaczącymi graczami w branży wytwarzania energii, pod własną nazwą lub poprzez kontrolę nad spółkami giełdowymi .

Rząd federalny , za pośrednictwem Krajowej Rady ds. Energii , wydaje zezwolenia na międzyprowincjalne i międzynarodowe linie energetyczne . Komisja Bezpieczeństwa Jądrowego kanadyjski ma jurysdykcję nad bezpieczeństwem jądrowym . Ottawa i prowincje mają wspólną jurysdykcję w kwestiach środowiskowych , takich jak zanieczyszczenie powietrza i emisje gazów cieplarnianych . Ponadto, duże inwestycje hydroelektryczne uruchamiają federalne procesy oceny środowiskowej, ponieważ rząd Kanady ma uprawnienia do regulowania dróg wodnych i rybołówstwa .

Energochłonne przedsiębiorstwa, takie jak wytopu aluminium i celulozowo-papierniczym przemysłu dokonały znaczących inwestycji w czasie w energetyce. Jedną z takich firm jest Rio Tinto Alcan , która jest właścicielem i operatorem 7 elektrowni wodnych w Quebecu i Kolumbii Brytyjskiej o łącznej mocy zainstalowanej 3300 MW.

W ostatnich latach częściowa lub całkowita deregulacja hurtowej działalności wytwórczej doprowadziła do powstania szeregu Niezależnych Wytwórców Energii , którzy budują i eksploatują elektrownie oraz sprzedają w perspektywie długoterminowej, poprzez umowy zakupu energii — na okres do 35 lat — oraz w transakcjach dnia następnego i godziny następnego, jeśli takie rynki istnieją.

Pokolenie

Produkcja energii elektrycznej w Kanadzie
Hydroelektryczny Jądrowy Węgiel Gazu ziemnego Wiatr Słoneczny
v T mi

W 2013 r. Kanada wyprodukowała 651,8 terawatogodzin (TWh), co stanowi wzrost o 10% od 2003 r. Około 822 elektrownie są rozrzucone od Atlantyku po Pacyfik, co daje znamionową moc 130 543 MW. W 100 największych stacje generujące w Kanadzie mają łączną pojemność 100,829 MW. Dla porównania, całkowita moc zainstalowana Kanady wyniosła 111 000 MW w 2000 roku.

W 2013 roku wiodącym rodzajem wytwarzania energii przez przedsiębiorstwa użyteczności publicznej w Kanadzie jest hydroelektrownia z udziałem 60,1%. Energia jądrowa (15,8%), gaz ziemny (10,3%), węgiel (10%), wiatr (1,8%), olej opałowy (1,2%), biopaliwa i odpady (0,8%), drewno (0,4%) i energia słoneczna ( 0,1%) obserwuj. Pozostałe 0,5% stanowią inne źródła, takie jak koks naftowy .

Jednak liczby te nie uwzględniają różnorodności prowincjonalnych mieszanek pokoleniowych. Historyczni producenci węgla, tacy jak Alberta (66,9%), Nowa Szkocja (58,2%) i Saskatchewan (54,8%) opierają się głównie na elektrowniach węglowych . W bogatych w wodę prowincjach, takich jak Manitoba (99,5%), Quebec (97,2%), Nowa Fundlandia i Labrador (97,1%) oraz Kolumbia Brytyjska (88,7%), energia wodna stanowi większość całej produkcji energii elektrycznej.

W najbardziej zaludnionej prowincji Kanady Ontario Hydro rozwinęło 11 990 MW mocy jądrowej w latach 1966-1993, budując 20 reaktorów CANDU w 3 lokalizacjach: Pickering , Darlington i Bruce . Nowy Brunszwik, a co za tym idzie Wyspa Księcia Edwarda, która 96% energii kupuje od sąsiedniej prowincji, ma zróżnicowaną mieszankę, obejmującą reaktor jądrowy i zapory hydroelektryczne. Prowincja jest jednak uzależniona od drogiego wytwarzania oleju opałowego .

Te elektryczne generujące moce prowincjach i terytoriach Kanady są w podziale poniżej. Liczby podane są w megawatach (MW) i gigawatogodzinach (GWh). Poniższe tabele wykorzystują dane z 2010 roku z Kanadyjskiego Urzędu Statystycznego .

Pojemność tabliczki znamionowej

Łączna generacja według typu

Wytwarzanie mediów według paliwa

Uwaga: Ontario wyeliminowało węgiel w 2014 roku.

Energia elektryczna na osobę i według źródła zasilania

W 2009 roku produkcja energii elektrycznej w Kanadzie wyniosła 18 566 kWh na osobę, a zużycie domowe około 94% produkcji (17 507 kWh/osobę). W 2008 roku średnia OECD wynosiła 8991 kWh/osobę. 64,5% krajowego zużycia energii elektrycznej w Kanadzie zostało wyprodukowane ze źródeł odnawialnych. Zużycie energii elektrycznej nieodnawialnej, tj. kopalnej i jądrowej, w Kanadzie w 2009 r. wyniosło 6213 kWh na osobę, aw Wielkiej Brytanii 5579; Niemcy 5811; Dania 4693; Hiszpania 4553; Finlandia 11495 i Stany Zjednoczone 12234.

Przenoszenie

Pylon Mae West z linii energetycznej Hydro-Québec TransÉnergie 735 kV, rozpoznawalny po przekładkach w kształcie litery X oddzielających trzy 4-przewodowe zestawy. Jego wprowadzenie w 1965 r. ułatwiło rozwój potęgi na dużą skalę na North Shore , w północnym Quebecu i na Labradorze .

Końcówka systemu Nelson River HVDC , obecnie wpisana na Listę kamieni milowych IEEE .

Kanadyjskie sieci przesyłowe rozciągają się na ponad 160 000 km (99 000 mil). Sieci na ogół podążają w orientacji północ-południe, ponieważ większość skupisk ludności w Kanadzie koncentruje się w południowych regionach wzdłuż granicy amerykańskiej, podczas gdy największe projekty hydroelektryczne i jądrowe są zlokalizowane na słabo zaludnionych obszarach na północy. Ta szczególna sytuacja zmusiła kanadyjskie przedsiębiorstwa użyteczności publicznej do innowacji. W listopadzie 1965 roku Hydro-Québec uruchomiło pierwszą linię energetyczną prądu przemiennego 735 kV łączącą projekt Manic-Outardes z podstacją Lévis . W 1972 roku firma Manitoba Hydro połączyła elektrownie będące częścią projektu Nelson River Hydroelectric Project z obszarem Winnipeg za pośrednictwem linii wysokiego napięcia prądu stałego, Nelson River Bipole .

Kanadyjskie sieci przesyłowe są w dużej mierze zintegrowane z amerykańską siecią energetyczną. Integracja i handel z USA są większe niż między prowincjami Kanady. Zakłady przesyłowe z prowincji graniczących ze Stanami Zjednoczonymi uczestniczą w regionalnych organizacjach zajmujących się niezawodnością, takich jak North American Electric Reliability Corporation (NERC); te prowincje Morskich , Quebec i Ontario są częścią północno Elektrowni Rady Koordynacyjnej (NPCC) z mediów w Nowej Anglii i w stanie Nowy Jork uczestniczy Manitoba w Midwest Reliability Organizacji (MRO), natomiast Alberta i British Columbia są związane z Zachodniej Rada Koordynacyjna ds. Energii Elektrycznej (WECC).

W całej Kanadzie zakłady energetyczne inwestują w konserwację starzejącej się infrastruktury oraz w budowę nowych linii i podstacji energetycznych w celu podłączenia nowych źródeł wytwórczych do masowego systemu elektroenergetycznego. Na przykład w 2009 r. Ontario wydało 2,3 miliarda dolarów na szereg projektów przesyłowych mających na celu podłączenie nowych mocy odnawialnych wspieranych przez ustawę o zielonej energii . W Albercie AESO zaleciło w 2008 r. budowę wartego 1,83 miliarda dolarów systemu pętli 240 kV w południowej części prowincji, aby zintegrować do 2700 MW nowej generacji wiatrowej. W Quebecu firma Hydro-Québec TransÉnergie złożyła plan inwestycyjny o wartości 1,47 miliarda dolarów, aby podłączyć 2000 MW nowej generacji wiatrowej, która ma zostać uruchomiona w latach 2011-2015.

Ceny

Uwagi

W lutym 2020 r. średni koszt energii elektrycznej w mieszkaniach w Kanadzie wynosił 0,174 USD/kWh i 0,135 USD/kWh z wyłączeniem terytoriów, przy miesięcznym zużyciu 1000 kWh.

Prowincje

Alberta

Sheerness Generowanie Station , w pobliżu Hanna. Oddana do użytku w 1986 roku elektrownia węglowa o mocy 760 MW jest wspólnym przedsięwzięciem ATCO i TransAlta .

Alberta była pierwszą kanadyjską prowincją, która wprowadziła zderegulowany rynek energii elektrycznej. Rynek powstał w 1996 roku, po uchwaleniu rok wcześniej ustawy o elektroenergetyce . Lokalne zakłady dystrybucyjne, będące własnością inwestorów lub gmin, utrzymały obowiązek dostaw, a 6 największym zakładom energetycznym przypisano udział w produkcji istniejących wytwórców po stałej cenie. Prowincja przeszła na pełny dostęp detaliczny w 2001 r., a rynek spot, pod przewodnictwem Alberta Electric System Operator , został utworzony w 2003 r. Po tym, jak konsumenci skarżyli się na wysokie ceny w 2000 r., rząd wdrożył opcję Regulowanej Stawki chronić konsumentów przed zmiennością cen.

Sektor wytwarzania w Albercie jest zdominowany przez TransAlta , ENMAX i Capital Power Corporation , wydzieloną spółkę komunalną EPCOR z Edmonton . Chociaż w latach 1998-2009 dodano 5700 MW nowej generacji i 1470 starych elektrowni wycofano, węgiel nadal stanowił 73,8% energii wytwarzanej w 2007 r., a następnie gaz ziemny z 20,6%.

Moc zainstalowana osiągnęła 12 834 MW w 2009 roku, przy czym węgiel (5 692 MW) i gaz ziemny (5 189 MW) stanowią większość floty wytwórczej województwa. Niedawne rozszerzenia sieci zwiększyły moc wiatrową do 657 MW, podczas gdy moc hydroelektryczna wynosi 900 MW. Pomimo ostrzejszych nowych środków emisyjnych ogłoszonych przez rząd federalny w czerwcu 2010 r., przedstawiciele przemysłu są przekonani, że prowincja będzie nadal wykorzystywać węgiel do wytwarzania energii elektrycznej do 2050 r. W listopadzie 2015 r. rząd ogłosił wycofanie węgla do 2030 r. Mildred Lake i Aurora North w Syncrude Elektrownie, elektrownia węglowa Sundance i elektrownia węglowa Genesee Generating Station to trzy największe źródła gazów cieplarnianych w Kanadzie.

Brytyjska Kolumbia

Tama Revelstoke BC Hydro (1984).

BC Hydro powstało w 1961 roku, kiedy rząd Kolumbii Brytyjskiej pod przewodnictwem premiera WAC Bennetta uchwalił ustawę BC Hydro Act. Akt ten doprowadził do połączenia BC Electric Company i BC Power Commission oraz utworzenia British Columbia Hydro and Power Authority (BCHPA). BC Hydro jest głównym dystrybutorem energii elektrycznej, obsługującym 1,8 miliona klientów w większości obszarów, z wyjątkiem regionu Kootenay , gdzie FortisBC , spółka zależna Fortis Inc., bezpośrednio świadczy usługi elektryczne dla 111 000 klientów i dostarcza komunalne media na tym samym obszarze.

W latach 1960-1984 firma BC Hydro zrealizowała sześć dużych projektów wytwarzania energii wodnej, w tym tamę Bennetta o mocy 2730 MW WAC i stację generacyjną Gordona M. Shruma oraz kanion pokoju na rzece Peace , Mica i Revelstoke na rzece Columbia , kanał Kootenay na Rzeka Kootenay i tama Seven Mile na rzece Pend d'Oreille .

Trzecia zapora i elektrownia o mocy 900 MW na rzece Peace, zapora Site C w pobliżu Fort St. John , była omawiana od dziesięcioleci i została odrzucona na początku lat 90-tych. W kwietniu 2010 r. rząd Kolumbii Brytyjskiej ogłosił przejście projektu do fazy przeglądu regulacyjnego. W lipcu 2015 r. wydano zawiadomienie o rozpoczęciu budowy obiektu C w 2015 r. Tama Revelstoke zbudowana w 1984 r. była ostatnią nową zaporą zbudowaną przez BC Hydro.

Liberalny rząd prowincji promuje budowę wielu małych projektów wodnych przez prywatne firmy. Do kwietnia 2010 roku podpisano 63 długoterminowe umowy zakupu energii z Niezależnymi Producentami Energii na 2 629 MW mocy i 10,3 TWh energii.

W 2015 r. energia wodna stanowiła 87% całkowitej produkcji, reszta to biomasa, wiatr i część gazu ziemnego.

BC Hydro poprzez Powerex handluje energią elektryczną na wschód z Albertą i na południe do wszystkich zachodnich Stanów Zjednoczonych przez Pacyfik-Intertie . W 2014 r. BC miał największy wolumen importu energii elektrycznej w Kanadzie (9700 MWh), z Western Interconnection w USA, który w 60% pochodzi z paliw kopalnych. BC Hydro zazwyczaj importuje energię poza godzinami szczytu, gdy elektrownie cieplne w Stanach Zjednoczonych i Albercie mają nadwyżkę energii na sprzedaż, a następnie eksportuje energię wodną w godzinach szczytu, kiedy ceny są wyższe.

Manitoba

Stacja generacyjna Pine Falls na rzece Winnipeg

Manitoba Hydro jest koronną korporacją odpowiedzialną za wytwarzanie, przesył i dystrybucję energii elektrycznej w Manitobie. Jego moc zainstalowana wynosi w 2015 r. 5701 MW, głównie z 15 elektrowni wodnych na rzekach Nelson, Saskatchewan, Laurie i Winnipeg.

Firma zakończyła 200-megawatowy projekt hydroelektryczny Wuskwatim we współpracy z Nisichawayasihk Cree Nation, z pierwszą mocą z projektu w czerwcu 2012 roku. Przesunięto termin zakończenia projektu o 3 lata, Manitoba Hydro ma nadzieję zarobić na lukratywnym eksporcie w środkowo-zachodnich Stanach Zjednoczonych . Przedsiębiorstwo buduje obecnie nową stację o mocy 695 MW w Keeyask na rzece Nelson, spodziewając się ukończenia w 2019 r.

Przedsiębiorstwo zakończyło budowę trzeciej linii energetycznej HVDC łączącej północną Manitobę z obszarem Winnipeg. Projekt Bipole III obejmuje budowę linii energetycznej o długości 1364 km oraz dwóch nowych stacji konwertorowych. Z Keeyask w budowie, Manitoba Hydro podjęła również badania nad jeszcze jednym dużym projektem hydroelektrycznym, elektrownią Conawapa.

Nowy Brunszwik

Farma wiatrowa TransAlta w Kent Hills (2008), niedaleko Moncton. Zwolennicy energii odnawialnej uważają, że New Brunswick może zwiększyć swoje inwestycje w energię wiatrową, stosując podejście oparte na społeczności.

New Brunswick posiada zdywersyfikowaną mieszankę wytwórczą, obejmującą paliwa kopalne, elektrownie wodne i elektrownie jądrowe. Założone w 1920 r. prowincjonalne przedsiębiorstwo NB Power posiadało na dzień 31 marca 2008 r. 3297 MW zainstalowanej mocy. Od tego czasu firma wycofała 2 elektrownie i planuje trwale wyłączyć 300-MW opalaną ropą elektrownię Dalhousie.

W ostatniej dekadzie to państwowe przedsiębiorstwo miało problemy z fiaskiem planu zamiany dwóch dużych instalacji cieplnych na Orimulsion , ciężkim paliwem bitumicznym produkowanym przez PDVSA , wenezuelską rządową firmę naftową i 2-letnim opóźnieniem w średnim okresie remontu Stacji Wytwarzania Jądrowego Point Lepreau .

W październiku 2009 r. rząd prowincji podpisał memorandum porozumienia z Quebec w sprawie sprzedaży większości aktywów NB Power firmie Hydro-Québec . Kontrowersyjna umowa została anulowana w marcu 2010 roku.

Od tamtej pory kilka opcji zostały omówione na modernizację infrastruktury elektroenergetycznej New Brunswick, w tym plan budowy intertie 500 MW z Nowej Szkocji i wstępną umowę z Francji „s Areva do oceny wykonalności drugiej stacji generującej jądrowych w Witryna Point Lepreau. Jednak plan ekspansji nuklearnej został odłożony na półkę w ciągu kilku godzin od wyboru rządu postępowo konserwatywnego kierowanego przez Davida Alwarda we wrześniu 2010 roku.

Nowa Fundlandia i Labrador

Newfoundland and Labrador Hydro , spółka zależna należącej do rządu Nalcor Energy , ma zainstalowaną moc produkcyjną 7289 MW i jest czwartym co do wielkości przedsiębiorstwem użyteczności publicznej w Kanadzie. Jest właścicielem i operatorem większości produkcji na terenie województwa, sieci przesyłowej oraz sprzedaje bezpośrednio do dużych odbiorców przemysłowych. Firma obsługuje również odległe społeczności niepodłączone do głównych sieci energetycznych, na Nowej Fundlandii i Labradorze .

Nowa Fundlandia zasilania , spółka zależna od St. John opartym Fortis Inc. , jest dystrybutorem regulowany służąc 239,000 klientów, stanowiących 85% wszystkich odbiorców energii elektrycznej w woj. Firma kupuje 90% swojej energii od Nowej Fundlandii i Labrador Hydro.

Nowa Fundlandia i Labrador opierają się głównie na energii wodnej dla swoich potrzeb wytwórczych, uzupełnionej przez 500-megawatową Elektrociepłownię Holyrood , w pobliżu St. John's. Główna elektrownia w prowincji, Churchill Falls Generating Station o mocy 5428 MW , została oddana do użytku w latach 1971-1974. Właścicielem tej elektrowni jest Churchill Falls Labrador Corporation Limited , spółka joint venture pomiędzy Nową Fundlandią i Labrador Hydro (65,8%) oraz Hydro- Quebec (34,2%). Większość produkcji elektrowni jest sprzedawana po stałej cenie przedsiębiorstwu Quebec na podstawie 65-letniej umowy na zakup energii, która wygasa w 2041 roku.

Projekt Lower Churchill to planowany projekt hydroelektryczny w Labrador, mający na celu zagospodarowanie pozostałych 35% rzeki Churchill, która nie została jeszcze zagospodarowana przez stację Churchill Falls Generating Station. Dwie instalacje Lower Churchill na Gull Island i Muskrat Falls będą miały łączną moc ponad 3074 MW i będą w stanie dostarczać 16,7 TWh energii elektrycznej rocznie. Muskrat Falls Generation Facility będzie składać się z zapory, przelewu i elektrowni z czterema turbinami Kaplana o łącznej mocy 824 MW. Budowa obiektu Muskrat Falls Generation Facility rozpoczęła się w 2013 roku i ma zakończyć się w 2021 roku.

Nowa Szkocja

500-MW Tufts Cove Generating Station firmy NS Power w Dartmouth , niedaleko Halifax.

Nova Scotia Moc Inc. (NSPI), podmiot zależny od Halifax -na Emera , jest użyteczności publicznej za wytwarzania, przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej w Nowej Szkocji. Dawniej firma własnością rządu , została sprywatyzowana w 1992 roku przez konserwatywnego rządu premier Donald Cameron , w jakim został powołany w czasie największa pierwotna oferta publiczna (IPO) w historii Kanady. Z 816 milionów dolarów wpływów „616 milionów dolarów wykorzystano na dokapitalizowanie Nova Scotia Power poprzez spłatę zadłużenia spółki”.

NS Power ma moc produkcyjną 2293 MW: 5 ciepłowni opalanych mieszanką węgla , koksu naftowego , oleju opałowego i gazu ziemnego zapewnia większość 13 TWh rocznych dostaw. Firma obsługuje również stację Annapolis Royal Tidal Generating Station , jedyną tego rodzaju w Ameryce Północnej i 33 elektrownie wodne, w większości małe, z wyjątkiem 230 MW Wreck Cove Generating Station, otwartej w 1978 roku.

Przez lata NS Power był obwiniany przez mieszkańców Nowej Szkocji za słabe wyniki konserwacji i brak szybkiego ponownego podłączenia klientów po burzach. We wrześniu 2003 r. 700 000 mieszkańców Nowej Szkocji było pozbawionych prądu przez okres do dwóch tygodni po przejściu huraganu Juan . Burza kategorii 2 uszkodziła 27 głównych linii przesyłowych, kilka wież przesyłowych, 117 linii dystrybucyjnych i 31 głównych podstacji elektrycznych. Niedawno kwestia inwestycji firmy w sieć prowincjonalną została podniesiona podczas debaty przywódców podczas kampanii wyborczej w 2009 roku . Firma otrzymała pochwały od premiera Darrella Dextera za wysiłki na rzecz przywrócenia władzy po przejściu huraganu Earl we wrześniu 2010 roku.

Aby uzyskać informacje o małej użyteczności spółdzielczego z Riverport i użyteczności publicznej dystrybutorów elektrycznych (z Lunenburg , Mahone Bay , Antigonish , Berwick i Canso ) zobaczyć główne artykuły tych miast. Więcej informacji na temat ich spółdzielni można znaleźć w Municipal Electric Utilities of Nova Scotia .

Ontario

Stacja Bruce Nuclear Generating Station w pobliżu Kincardine jest największą na świecie elektrownią jądrową o mocy zainstalowanej 7276 MW (brutto).

Erie Shores Wind Farm , niedaleko Port Burwell .

Miks produkcji energii elektrycznej w Ontario (łącznie 132,1 TWh) w 2017 r.

Energia elektryczna jest wytwarzana w Ontario z energii jądrowej, hydroelektrycznej, gazu ziemnego i odnawialnych źródeł energii, takich jak wiatr, energia słoneczna i biomasa. Całkowita produkcja w 2017 r. wyniosła 132,1 TWh (tj. 132,1 mld kWh). Różne źródła wytwarzania wykorzystane w 2017 r. przedstawiono na wykresie kołowym po prawej stronie. W kwietniu 2014 Ontario wyeliminowało węgiel jako źródło wytwarzania energii elektrycznej. Miks generacji dla bieżącej godziny można zobaczyć na stronie Niezależnego Operatora Systemu Elektroenergetycznego (IESO) .

Jak wspomniano powyżej, całkowita produkcja energii elektrycznej w Ontario w 2017 r. wyniosła 132,1 TWh. Dodanie importu 6,6 TWh i odjęcie eksportu 19,1 TWh pozostawia 119,6 TWh zużycia w Ontario. Przy szacowanej populacji w 2017 r. wynoszącej 14 193 384, zużycie energii elektrycznej na osobę w Ontario w 2017 r. wyniosło 9 307 kWh rocznie, czyli około 60% średniej kanadyjskiej przedstawionej w tabeli Energia elektryczna na osobę i według źródła zasilania przedstawionej wcześniej w tym artykule. (Należy zauważyć, że liczba ta obejmuje wszystkie zastosowania — komercyjne, przemysłowe i instytucjonalne, a także domowe — i jest to miejsce produkcji, tj. przed odjęciem strat przesyłowych i dystrybucyjnych). Zużycie na osobę w Ontario może być niższe niż krajowe średnia, ponieważ gaz ziemny jest szerzej dostępny i ma znaczną przewagę kosztową w zakresie ogrzewania.

Ontario jest uważane za letnią sieć szczytową od 2000 roku, jednak ze względu na szczególnie mroźne temperatury zimowe i umiarkowane temperatury latem, Ontario osiągnęło szczyt zimowy w 2014 roku. szczyt zimowy 2014–2015 22 149 MW przy normalnym scenariuszu pogodowym i szczyt letni 2015 22 808 MW, również przy normalnym scenariuszu pogodowym. Rekord wszechczasów w popycie w Ontario został ustanowiony 1 sierpnia 2006 roku, kiedy szczytowe zapotrzebowanie na energię elektryczną wyniosło 27 005 megawatów. (Patrz Fala upałów w Ameryce Północnej w 2006 r .).

Ogólnie rzecz biorąc, Ontario jest eksporterem netto energii elektrycznej. Ontario importuje energię elektryczną, głównie z sąsiednich prowincji Quebec i Manitoba (oba są to głównie systemy hydroelektryczne) i eksportuje energię elektryczną, głównie do stanu Michigan i Nowy Jork, które w dużym stopniu opierają się na paliwach kopalnych – w przypadku węgla w przypadku Michigan i gaz ziemny w przypadku Nowego Jorku.

W 2017 r. eksport brutto Ontario wyniósł 19,1 TWh, czyli mniej więcej tyle, ile wyprodukował w 2017 r. 37,7 TWh. (Chociaż Kanada jest trzecim co do wielkości producentem gazu ziemnego na świecie, Ontario importuje gaz ziemny ze Stanów Zjednoczonych i zachodniej Kanady). .) Gdyby wszystkie emisje dwutlenku węgla związane z wytwarzaniem gazu ziemnego były przeznaczone na eksport, prawie cała energia elektryczna zużywana w Ontario pochodziłaby ze źródeł niewęglowych lub neutralnych pod względem emisji dwutlenku węgla. (Należy jednak pamiętać, że wytwarzanie gazu ziemnego niekoniecznie jest zbieżne z eksportem, a elektrownie gazu ziemnego czasami muszą być eksploatowane ze względu na regionalne ograniczenia przesyłowe oraz jako wsparcie dla wytwarzania energii wiatrowej, która jest okresowa i nieco nieprzewidywalna.)

Ontario przyjęło energię jądrową w latach 70. i 80. XX wieku, budując 3 główne obiekty jądrowe i 18 reaktorów CANDU , które w 2013 r. zapewniały 59% produkcji energii elektrycznej w prowincji, czyli kilowatogodziny równe 65% energii elektrycznej zużywanej w prowincji. Ukończenie budowy Darlington Nuclear Generating Station w 1993 r., „kosztem kilka razy większym od pierwotnych szacunków”, spowodowało ogromne podwyżki stóp i ponowną ocenę polityki energetycznej Ontario . Trzy główne dokumenty polityczne, Komitet Doradczy ds. Konkurencji w Systemie Elektrycznym Ontario (1996), pod przewodnictwem byłego ministra federalnego Donalda Macdonalda , rządowa Biała Księga na temat polityki energetycznej (1997) oraz raport Komitetu ds. Projektowania Rynku (1999) utorowały drogę do gruntowny remont branży.

W kwietniu 1999 roku Ontario Hydro zostało podzielone na pięć następców firm: Ontario Power Generation (OPG), odpowiedzialne za wytwarzanie; Hydro One , przedsiębiorstwo przesyłowe i dystrybucyjne; Niezależny Market Operator , odpowiedzialny za funkcjonowanie deregulacji rynku hurtowym energii w prowincji; Urząd ds. Bezpieczeństwa Elektrycznego i Ontario Electricity Financial Corporation, odpowiedzialny za dług osierocony o wartości 38,1 mld USD , instrumenty pochodne i inne zobowiązania byłego zintegrowanego zakładu użyteczności publicznej.

W 2001 roku firma OPG wydzierżawiła największą elektrownię w Kanadzie, Bruce Nuclear Generating Station, firmie Bruce Power , prywatnemu konsorcjum początkowo kierowanemu przez British Energy , zmniejszając swój udział w prowincjonalnym rynku wytwarzania energii do 70%. Rząd otworzył konkurencyjny rynek 1 maja 2002 r., ale fale upałów i susze latem 2002 r. spowodowały, że ceny hurtowe poszybowały w górę do 4,71 USD/kWh w lipcu i 10,28 USD/kWh we wrześniu. W obliczu gorzkich skarg konsumentów, 11 listopada 2002 r. rząd Ernie Evesa ogłosił zamrożenie cen dla małych klientów, pozostawiając rynek hurtowy w nienaruszonym stanie.

Chociaż Ewy był chwalony za przerwy w rynku wytwarzania deregulacji anulowanie Hydro One jest pierwszą ofertą publiczną i jego obsługę północnoamerykańskich zaciemnienie 2003 , The Progressive Konserwatyści zostali pokonani przez Dalton McGuinty 's Liberałów w prowincjonalnym wyborach 2003 roku . W międzyczasie stopniowe wycofywanie się z elektrowni węglowych – w tym największej elektrowni węglowej w Ameryce Północnej, 3640-MW Nanticoke Generating Station – stało się kwestią polityczną. W 2002 roku konserwatyści obiecali zamknąć 5 elektrowni węglowych w Ontario do 2015 roku, podczas gdy McGuinty zobowiązał się do przejścia na emeryturę w 2007 roku, co zostało przesunięte na rok 2014.

W kwietniu 2009 ustawodawca Ontario uchwalił Ustawę o Zielonej Energii, ustanawiając taryfy gwarantowane dla energii ze źródeł odnawialnych i usprawniając proces zatwierdzania nowych miejsc wytwarzania. Dwa miesiące po uchwaleniu ustawy Ontario ogłosiło zawieszenie konkurencyjnego procesu zakupu 2 nowych reaktorów jądrowych w Darlington, powołując się na cenę, wycenioną później na 26 miliardów dolarów. Krytycy rządowej strategii podkreślają, że ustawa podniesie ceny energii elektrycznej i podważy niezawodność systemu, jednocześnie stawiając niektórych mieszkańców przeciwko deweloperom wiatrowym.

Wpływ ustawy był zauważalny pod względem wpływu cen na konsumentów końcowych. Od 2009 r. ceny energii elektrycznej wzrosły o 95% dla właścicieli domów io 115% dla małych firm w prowincji Ontario.

W czerwcu 2018 r. moc wiatrowa Ontario wynosiła 4412 MW. W 2010 roku moc wiatrowa Ontario stanowiła ponad jedną trzecią całkowitej Kanady.

Wyspa Księcia Edwarda

Farma wiatrowa na Przylądku Północnym.

Wyspa Księcia Edwarda jest jedyną prowincją Kanady bez elektrowni wodnej . Prowincja jest w dużej mierze uzależniona od energii importowanej z zakładów NB Power w New Brunswick . Dwie podwodne linie energetyczne zapewniają ponad 80% obciążenia wojewódzkiego. Od początku 2000 r. władze prowincji promują województwo jako dobre miejsce do zakładania farm wiatrowych .

Morski Electric , spółka zależna od St. John opartym Fortis Inc. , działa zintegrowany użyteczności publicznej , gdzie serwuje się najbardziej z prowincji, z wyjątkiem miasta Summerside , która świadczy usługi elektryczne do jego mieszkańców od roku 1920. Oba narzędzia właścicielem i obsługiwać elektrownie diesla , używane jako szczyty lub w sytuacjach awaryjnych.

Stawki za energię elektryczną w Charlottetown są najwyższe z 12 dużych kanadyjskich miast ankietowanych przez Hydro-Québec w corocznym kompendium stawek za energię elektryczną w Ameryce Północnej. Zgodnie z dokumentem, klient indywidualny zużywający 1000 kWh miesięcznie zapłaciłby 17,29 centa/kWh, czyli dwuipółkrotnie wyższą stawkę niż ta, którą płacą konsumenci w Montrealu , Winnipeg czy Vancouver .

W listopadzie 2009 r. premier Robert Ghiz miał nadzieję na obniżenie ceny energii elektrycznej przy jednoczesnym ograniczeniu emisji do atmosfery, otwierając rozmowy z rządem Quebecu w sprawie długoterminowej umowy na dostawy. Negocjacje z Hydro-Québec i innymi dostawcami, w tym obecnym dostawcą NB Power, trwają.

Quebec

Podziemna elektrownia Robert-Bourassa to największa elektrownia wodna w Kanadzie. 16-blokowa elektrownia ma zainstalowaną moc 5,616 MW.

Sektor energii elektrycznej w Quebecu jest zdominowany przez największe kanadyjskie przedsiębiorstwo użyteczności publicznej, należące do rządu Hydro-Québec. Przy zainstalowanej mocy 36 810 MW, w tym 34 118 MW energii wodnej, przedsiębiorstwo wytworzyło i kupiło w 2009 roku 203,2 TWh, czyli prawie jedną trzecią całej energii elektrycznej wytworzonej w Kanadzie. Korzystając z niskich kosztów wytwarzania, korzystnych stóp procentowych i wysokich cen eksportowych, Hydro-Québec wypłaciło 10 miliardów dolarów dywidendy rządowi Quebecu w latach 2005-2009.

Od 2003 roku firma uruchomiła 8 nowych elektrowni wodnych o łącznej mocy 2 343 MW, a obecnie buduje 6 nowych elektrowni: Eastmain-1-A (768 MW) i Sarcelle (150 MW) planowanych na 2012 rok oraz 4 elektrownie na rzeka Romaine (1550 MW), która ma zostać oddana do użytku w latach 2014-2020. Najnowszy plan strategiczny Hydro-Québec, opublikowany w 2009 r., przewiduje dalsze 3500 MW nowych mocy wytwórczych, w tym 3000 MW dodatkowych projektów wodnych, które mają zostać wybudowane do 2035 r. Oczekuje się, że całkowite inwestycje firmy w wytwarzanie, przesył, dystrybucję i efektywność energetyczną w okresie 2009–2013 wyniosą 25,1 miliarda dolarów.

Quebec zamierza również zwiększyć moce wiatrowe. Rządowa strategia energetyczna z 2006 r. zakłada budowę 3500 MW do 2015 r. Dwa przetargi rozpoczęte w 2003 i 2005 r. zaowocowały podpisaniem 22 20-letnich Umów na Zakup Energii pomiędzy Hydro-Québec a niezależnymi producentami energii , na łączną moc 2990 MW. Trzecia, ukierunkowana na projekty na małą skalę, kierowane przez społeczność lub rdzennych mieszkańców, ma zostać ukończona do końca 2010 r. W 2013 r. prowincja pozyskała 99% energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych.

Saskatchewan

Zapora graniczna opalana węglem w Estevan

W 2007 roku Saskatchewan wyprodukowała 12 362 GWh energii elektrycznej w swoich elektrowniach węglowych, przy łącznej produkcji 20 278 GWh. SaskPower , państwowe przedsiębiorstwo użyteczności publicznej, jest głównym wytwórcą energii w prowincji. Spółka posiada moc wytwórczą 3 371 MW i 17 obiektów wytwórczych. Należą do nich trzy elektrownie podstawowe zasilane węglem (1682 MW), pięć elektrowni gazowych (674 MW), siedem elektrowni wodnych (854 MW) oraz dwie farmy wiatrowe (161 MW). Dwóch niezależnych producentów energii, elektrociepłownie Cory i Meridian, mają łączną moc 438 MW, a 5 obiektów ciepłowniczych ma maksymalną moc 31 MW.

Obecny stan systemu elektroenergetycznego będzie wymagał dużych inwestycji w najbliższej dekadzie. Podjęto dyskusję z Manitobą na temat budowy połączenia o napięciu 138 kV między dwoma sąsiednimi prowincjami. Nowy prywatny gaz ziemny -fired generacja turbin gazowo-cykl w North Battleford jest w budowie. Oczekuje się, że obiekt o mocy 260 MW zostanie ukończony w 2013 roku.

Jukon

Yukon Energy Corporation jest koronną korporacją, która wytwarza większość energii zużywanej w Jukonie . Hydro jest głównym źródłem wytwarzania z 93,2% udziałem w 2007 roku. Uzupełnia ją turbina wiatrowa w Whitehorse i generatory diesla w odległych społecznościach. Yukon ma dwie oddzielne siatki. Żaden z nich nie jest podłączony do kontynentalnej sieci energetycznej. Yukon Electrical Company jest głównym dystrybutorem w Jukonie.

W swojej Strategii Energetycznej , opublikowanej w 2009 roku, rząd Jukonu zadeklarował chęć zwiększenia dostaw energii odnawialnej, wodnej i wiatrowej o 20%. Rząd rozważa również połączenie dwóch głównych sieci energetycznych Jukonu poprzez ukończenie linii przesyłowej Carmacks-Stewart. Nie ustalono harmonogramu.

Północno - zachodnie terytoria

Chociaż Terytoria Północno-Zachodnie nie są połączone z północnoamerykańską siecią energetyczną, na tym terenie działają dwie sieci elektryczne, pierwsza w rejonie Yellowknife, a druga w Fort Smith . W większości społeczności ładunki są obsługiwane przez lokalne generatory diesla .

Za wytwarzanie energii odpowiada rządowa korporacja Northwest Territories Power Corporation , podczas gdy Northland Utilities , spółka zależna ATCO , obsługuje sieci dystrybucyjne.

Nunavut

Qulliq Energy , korporacja państwowa , jest jedynym generatorem energii obsługującym Nunavut . Qulliq posiada łącznie 25 generatorów diesla , obsługujących 25 społeczności. Terytorium nie jest połączone z północnoamerykańską siecią energetyczną .

Qulliq Energy planuje budowę małego projektu hydroelektrycznego w Jaynes Inlet, niedaleko stolicy terytorialnej Iqaluit , która jest obecnie obsługiwana przez dwa generatory diesla . Elektrownia o mocy 5 MW, która może kosztować ponad 200 milionów dolarów, została opóźniona przez niższe ceny ropy i kryzys finansowy . Budowa może rozpocząć się w 2015 lub 2016 roku.

Zmiana klimatu

w 2013 r. produkcja energii elektrycznej była odpowiedzialna za 105 Mt emisji dwutlenku węgla, 20% całkowitej krajowej, ustępując jedynie transportowi (32%). Stanowi to 18% redukcję od 2005 roku.

Podczas gdy Kanada zmniejsza ślad węglowy w USA, eksportując 10% całkowitej energii hydroelektrycznej, ponad połowa wszystkich kanadyjskich domów i firm spala gaz ziemny w celu ogrzewania. Energia wodna, jądrowa i wiatrowa generują 80% energii elektrycznej Kanady, węgiel i gaz ziemny są spalane w pozostałych 20%.

W 2008 roku sektor energii elektrycznej Alberty był najbardziej węgla intensywnie wszystkich kanadyjskich prowincji i terytoriów, o całkowitej emisji 55,9 mln ton CO
₂odpowiednik w 2008 r., stanowiący 47% wszystkich kanadyjskich emisji w sektorze wytwarzania energii elektrycznej i ciepła. Za nim plasuje się Ontario (27,4 mln ton CO
₂równ.), Saskatchewan (15,4 mln ton CO
₂równ.) i Nowa Szkocja (9,4 mln ton CO
₂równ.). Ze wszystkich prowincji Quebec ma najniższą intensywność emisji dwutlenku węgla w sektorze energii elektrycznej z 2,45 g CO
₂równ. na kWh wytworzonej energii elektrycznej.

Ontario odnotowało duży spadek emisji w 2008 r. ze względu na niższy popyt, ceny gazu ziemnego i instrukcje rządowe dla Ontario Power Generation dotyczące stopniowej likwidacji elektrowni węglowych do 2014 r. Według Independent Electricity System Operator of Ontario, 4700 MW z W latach 2003-2009 w prowincji uruchomiono nową elektrownię opalaną gazem ziemnym i 1100 MW farm wiatrowych. Nowa moc gazu ziemnego pozwoli Ontario wycofać 2 jednostki w elektrowniach Nanticoke i Lambton do końca 2010 r. tor do całkowitego wycofania do końca 2014 r.

W Albercie TransAlta i Capital Power Corporation podjęły się budowy projektu wychwytywania i składowania dwutlenku węgla w 450-MW Keephills-3 elektrowni opalanej węglem podbitumicznym na parametry nadkrytyczne . Projekt, który otrzymał dotację w wysokości 770 milionów dolarów od rządów federalnych i prowincji, obejmował przechowywanie przechwyconego CO
₂dzięki sekwestracji geologicznej i zwiększonemu wydobyciu ropy naftowej . Zaplanowano, że będzie działać do 2015 roku; jednak projekt został anulowany w 2012 roku. W marcu 2010 SaskPower ogłosił własny projekt sekwestracji dwutlenku węgla w elektrowni Boundary Dam , największej elektrowni węglowej w prowincji. W Kolumbii Brytyjskiej rząd prowincji nakazał firmie BC Hydro usunięcie 50-letniej, opalanej gazem stacji prądotwórczej Burrard z listy elektrowni podstawowych .

Handel międzynarodowy

Niektóre prowincjonalne firmy hydrotechniczne bardzo skorzystały na liberalizacji sektora energii elektrycznej w Stanach Zjednoczonych, wprowadzonej ustawą o polityce energetycznej z 1992 r. i zarządzeniem 888 Federalnej Komisji Regulacji Energetyki. Nowy Brunszwik, Manitoba, Ontario i Quebec były eksporterami netto, podczas gdy BC Hydro stworzyło spółkę zajmującą się marketingiem energii, aby aktywnie handlować na sąsiednim rynku energii elektrycznej.

W 2009 roku Kanada wyeksportowała ponad 53 TWh energii elektrycznej — około 9% swojej produkcji — do swojego południowego sąsiada Stanów Zjednoczonych , podczas gdy importowała 18 TWh. Zajmując stosunkowo niewielką część całego rynku USA, dostawy kanadyjskie stanowią znaczną część energii zużywanej na kluczowych rynkach, takich jak Nowa Anglia, stan Nowy Jork, Ohio, Michigan, Minnesota i Północno-Zachodnie Pacyfiku.

W sierpniu 2010 roku Hydro-Québec podpisało 26-letnie odnowienie kontraktu na moc 225 MW z największymi przedsiębiorstwami użyteczności publicznej Vermont, Central Vermont Public Service i Green Mountain Power. Aby ułatwić transakcję, nowa ustawa o energii odnawialnej, H.781, została podpisana przez gubernatora Jima Douglasa w dniu 4 czerwca 2010 r., po przejściu przez obie izby legislatury Vermont . Ustawa czyni Vermont pierwszym stanem USA, który ogłosił wielkoskalową energię hydroelektryczną jako „odnawialne źródło energii”.

Dalsza lektura

• Bolduc, André; Hogue, Clarence; Larouche, Daniel (1989). Quebec: l'héritage d'un siècle d'électricité (w języku francuskim) (3rd ed.). Montreal: Wolna ekspresja/siły. Numer ISBN 2-89111-388-8.
• Bothwell, Robert (1988). Jądro, historia Energii Atomowej Kanady . Toronto: University of Toronto Press. Numer ISBN 0-8020-2670-2.
• Kanadyjskie Stowarzyszenie Jądrowe (2011). 2011 Canadian Nuclear Factbook (PDF) . Ottawa: Kanadyjskie Stowarzyszenie Jądrowe. Zarchiwizowane z oryginału (PDF) w dniu 2012-11-12 . Pobrano 21.01.2013 .
• Dales, John H. (1957). Energetyka wodna i rozwój przemysłowy Quebec 1898–1940 . Cambridge, MA: Wydawnictwo Uniwersytetu Harvarda.
• Froschauer, Karl (1999). Białe złoto: energia wodna w Kanadzie . Vancouver: Prasa ZMB. Numer ISBN 0-7748-0708-3.
• Międzynarodowa Agencja Energetyczna (2009). Polityka energetyczna krajów MAE - Kanada 2009 Przegląd . Paryż: OECD/MAE. Numer ISBN 978-92-64-06043-2.
• Negru, Jan (1990). Wiek elektryczny: ilustrowana historia elektryczności w Kanadzie: Kanadyjskie Stowarzyszenie Elektryczne, 1891-1991 . Montreal: Kanadyjskie Stowarzyszenie Elektryczne. Numer ISBN 2-9802153-0-9.
• Norrie, Kenneth; Owrama, Douglas; Emery, JC Herbert (2008). Historia gospodarki kanadyjskiej (wyd. 4). Toronto: Nelson. Numer ISBN 978-0-17-625250-2.
• Regehr, Theodore David (1990). Skandal Beauharnois: historia kanadyjskiej przedsiębiorczości i polityki . Toronto: University of Toronto Press. Numer ISBN 0-8020-2629-X.
• Statystyki Kanada (kwiecień 2009). „Wytwarzanie, przesyłanie i dystrybucja energii elektrycznej” (PDF) . Wytwarzanie, przesyłanie i dystrybucja energii elektrycznej = produkcja, transport i dystrybucja d'Electricité . Ottawa: Statystyki Kanady. ISSN  1703-2636 . Numer katalogowy: 57-202-X.
• Statystyka Kanady (luty 2010). „Raport o podaży i popycie na energię w Kanadzie” (PDF) . Raport na temat popytu na energię w Kanadzie . Ottawa: Statystyki Kanady. ISSN  1708-1599 . Numer katalogowy: 57-003-X.
• L'Ère électrique – The Electric Age od PUO - Publikacje en libre accès // UOP - Publikacje otwartego dostępu .

Uwagi

Bibliografia