Polityka elektryczna Alberty

Wraz z ustawą o usługach komunalnych z 1996 r . Rozpoczął się zderegulowany rynek energii elektrycznej w Albercie.

Ustawa ustanowiła niezależne agencje, które nadzorują system elektroenergetyczny prowincji - Alberta Electric System Operator (AESO), Bilancing Pool, Alberta Utilities Commission (AUC), Adwokat Konsumentów Utilities (UCA) i Market Surveillance Administrator (MSA ) . W 1996 r. Alberta rozpoczęła restrukturyzację swojego rynku energii elektrycznej , odchodząc od tradycyjnych regulacji kosztów usług w kierunku systemu rynkowego . Polityka elektryczna Alberty, która jest realizowana za pośrednictwem tych agencji, polega na stworzeniu sektora energii elektrycznej z konkurencyjnym rynkiem, który przyciąga inwestorów, zapewniając jednocześnie konsumentom niezawodną i przystępną cenowo energię elektryczną, a także zmniejszając szkodliwe zanieczyszczenia w celu ochrony środowiska i zdrowia mieszkańców Alberty, według ich strony internetowej 2022.

Węgiel stanowił 80% całej energii elektrycznej wytwarzanej w Albercie. Do końca 2019 roku, przy czym węgiel stanowił 36% miksu wytwórczego, a gaz ziemny 54%, 89% energii elektrycznej Alberty w Albercie było wytwarzane z paliw kopalnych. Jedenaście procent jest wytwarzanych ze źródeł odnawialnych, w tym turbin wiatrowych, elektrowni wodnych, energii geotermalnej i biomasy.

Od 2000 do 2021 roku średnia cena hurtowa puli w godzinach szczytu wynosiła około 70 CA $ / MWh i 70 CA $ / MWh poza godzinami szczytu. Według danych AESO 12 sierpnia 2021 r. średnia dzienna hurtowa cena pool wynosiła 142 USD/MWh, co stanowi najwyższą cenę od 20 lat.

Rosnące ceny

Cena energii elektrycznej spadła w 2015 r. poniżej 4 centów/kWh po raz pierwszy od 2003 r., podczas recesji gospodarczej, kiedy spadły ceny ropy, a co za tym idzie, ceny surowców. Ostatni raz tak niskie ceny energii elektrycznej były w 2003 r. W 2017 r. osiągnięto kolejny rekordowo niski poziom 2,88 centa/kWh. Do 2018 roku ceny zaczęły rosnąć do cen sprzed spowolnienia gospodarczego w 2014 roku. Ponieważ opcja regulowanej stawki (RRO), która nałożyła pułap cenowy na elektryczność w wysokości 6,8 centa/kWh, została odrzucona przez rząd UCP w budżecie jesiennym 2019 r., stawki i rachunki za energię elektryczną znacznie wzrosły. Do stycznia 2022 roku stawki i rachunki za energię elektryczną osiągnęły najwyższą cenę w historii - ponad 16 centów / kWh w Edmonton i Calgary, co nie obejmowało opłat za dystrybucję i przesył.

22 stycznia 2021 r. EDC Associates poinformowało o dwudziestu latach sukcesów w konkurencji detalicznej w sektorze energii elektrycznej Alberty. Ceny puli w godzinach szczytu wynosiły średnio 70 USD / MWh w okresie 20 lat, a ceny poza szczytem wynosiły średnio 31 USD za megawatogodzinę (MWh). Alberta Electric System Operator (AESO) zarządza Power Pool, który jest jedynym rynkiem dla całej sprzedaży i zakupu energii elektrycznej w prowincji. Najwyższa cena w Power Pool w ciągu dwóch dekad od 2000 do 2020 roku wyniosła 90 USD/MWh.

W sierpniu 2021 r., na podstawie danych AESO, hurtowe ceny energii elektrycznej w prowincji gwałtownie wzrosły do ​​ponad dwukrotnie średniej ceny Alberta Power Pool z 2020 r. Od stycznia do sierpnia 2021 r. średnia cena poolu wyniosła 103,51 USD/MWh; w sierpniu było to 142 USD/MWh, co oznacza najwyższą roczną cenę energii elektrycznej od dwudziestu lat.

7 marca 2022 r. Premier Kenney ogłosił rabat na energię elektryczną w wysokości 150 USD. Krytyk energii NDP, Kathleen Ganley , powiedziała, że ​​to nie wystarczy i wezwała rząd UCP do rozważenia ograniczenia stawek za energię elektryczną, wdrożenia „programu rabatowego lub odwrotnej stawki”. Ganley powiedział, że rząd powinien zmienić budżet na 2022 r., aby „zapewnić prawdziwą ulgę”. Minister ds. Gazu Ziemnego i Energii Elektrycznej UCP odpowiedział, że stosowane wcześniej limity stawek nie zwiększyły przyszłej przepustowości, a jedynie zapewniły krótkoterminową ulgę. Powiedzieli, że nie ponoszą odpowiedzialności fiskalnej, ponieważ przyszłe pokolenia zapłacą wysokie koszty za ich wdrożenie.

Rozważając potencjalne godzinowe ceny puli energii, AESO bierze pod uwagę podstawowe czynniki rynkowe, takie jak wpływ cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla, wycofanie wytwórców energii elektrycznej i przestawienie generatorów węglowych na gaz, cena gazu ziemnego, dodanie form energii odnawialnej do dostaw i mocy przestoje w jednostkach wytwórczych lub w przesyłach energii elektrycznej. Prognoza na 2021 r. wynosiła 98 USD/MWh, aw 2022 r. oczekiwano spadku o 25% do 74 USD/MWh. Dokonując prognoz, AESO bierze pod uwagę obciążenie wewnętrzne Alberta (AIL). Przewidywano, że w 2021 r. Będzie wyższy niż w 2020 r. Z powodu przewidywanych ekstremalnych warunków pogodowych, ożywienia pandemicznego, wzrostu cen ropy i wzrostu gospodarczego prowincji z powodu produkcji piasków roponośnych.

Od 30 września do 31 grudnia 2021 r. TransAlta , która jest jedną z firm użyteczności publicznej dominujących w sektorze wytwórczym w Albercie, odnotowała wzrost zysków o 405 mln USD w porównaniu z tym samym okresem w 2020 r.

Wczesna historia przed deregulacją

W porównaniu z resztą Kanady miasta Alberty nie były wystarczająco duże, aby pozwolić sobie na systemy elektryczne aż do lat osiemdziesiątych i dziewięćdziesiątych XIX wieku. Calgary stało się pierwszym miastem, które miało system elektryczny, kiedy Calgary Electric Lighting Company (ELC) zainstalowało światła w 1887 roku. Przedsiębiorcy otrzymali pozwolenie na budowę Edmonton Electric Lighting and Power Company 23 października 1891 roku i mniej niż dwa miesiące później, 22 grudnia, sekcje Edmonton po raz pierwszy otrzymały światło elektryczne. Zezwolenie miało wygasnąć w 1909 roku.

W 1921 r. partia United Farmers Association (UFA), wywodząca się z małego populistycznego ruchu rolników wzywającego do publicznej elektryfikacji obszarów wiejskich, zdobyła większość rządu i utrzymała się u władzy do 1935 r. Szacunkowy koszt 200 mln CA $ był zaporowy w latach dwudziestych XX wieku. W latach trzydziestych XX wieku prerie zostały najbardziej dotknięte ze względu na połączenie suszy Dust Bowl i Wielkiego Kryzysu , więc wszelkie plany elektryfikacji zostały wstrzymane. Chociaż w całej Kanadzie tylko jedno na pięć gospodarstw miało elektryczność do 1945 r., Sytuację wiejskich mieszkańców Alberty komplikował fakt, że istniejące prywatne monopole energetyczne nie miały motywacji ani zainteresowania elektryfikacją obszarów wiejskich, biorąc pod uwagę wysokie koszty.

W 1938 r. Rada ds. Usług Energetycznych (EUB) zastąpiła Radę ds. Ochrony Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego. AEUB stał się później Radą Ochrony Zasobów Energii (ERCB) i Alberta Energy Regulator (AER). W dniu 17 czerwca 2013 r. AER przejęła nadzór nad rozwojem zasobów energetycznych w zakresie regulacji pełnego cyklu życia.

Zarówno w sektorze naftowo-gazowym, jak i elektroenergetycznym istnieli zwolennicy własności publicznej, aby promować i ułatwiać rozwój sektorów, chroniąc je jednocześnie przed potencjalnymi interesami prywatnymi. Prowincjonalna Królewska Komisja ds. Ropy Naftowej z 1940 r. Zaleciła interwencję rządu w raczkujący przemysł naftowy i gazowy w celu promowania, przyspieszania i rozszerzania rozwoju sektora energetycznego, jednocześnie zapobiegając powodowaniu przez „łowców fortuny” „chaosu” poprzez nadprodukcję. Podobnie jak w sektorze naftowym i gazowym, sektor elektroenergetyczny miał swoich zwolenników własności publicznej w celu przyspieszenia i rozpowszechnienia elektryfikacji w prowincji.

Do 1948 r. Elektryfikacja była bardzo obciążonym problemem w Albercie, ponieważ instalacja nowych linii elektrycznych była wolniejsza i bardziej kosztowna na obszarach wiejskich niż w gęstszych miastach. Partia rządząca Albertą, Kredyt Społeczny , dodała plebiscyt elektryfikacyjny do głosowania w wyborach powszechnych w Albercie w 1948 roku . Dwa wybory w referendum dotyczyły istniejącego modelu, w którym elektrownie miejskie i prywatne firmy dostarczały energię elektryczną lub system publiczny, który byłby zarządzany przez rządową komisję energetyczną Alberty. Był to czwarty plebiscyt w historii Alberty. Ci, którzy popierają istniejący model z prywatnymi firmami przeciwko własności rządowej, wygrali od 50,03% do 49,97% z „cienką jak brzytwa” marżą. Dwa główne miasta Alberty, Calgary i stolica, Edmonton, nie zgodziły się; większość wyborców w Edmonton poparła kontrolę prowincji, podczas gdy jeszcze większa większość w Calgary poparła istniejącą mieszankę firm prywatnych i komunalnych. Pomimo wyniku referendum rząd sponsorował utworzenie wielu Stowarzyszeń Elektryfikacji Wsi, z których niektóre istnieją do dziś.

Ropa naftowa zastąpiła „węgiel jako największe pojedyncze źródło energii w Kanadzie” w 1950 roku.

Gmina Edmonton była jednym z pierwszych obiektów elektroenergetycznych, które przestawiły się na gaz ziemny z węgla, kiedy jej zakład w Rossdale dokonał zmiany w 1955 r.

W 1970 roku rozpoczęto budowę elektrowni Clover Bar, która była własnością nowo utworzonej Edmonton Power w wyniku połączenia „działów dystrybucji energii elektrycznej i elektrowni w Edmonton”.

W celu „osiągnięcia wyrównania stawek za energię elektryczną poprzez uśrednienie cen wytwarzania i przesyłu w całym województwie”, w 1982 r. Utworzono Agencję Marketingu Energii Elektrycznej, a Zarząd Gospodarki Komunalnej ustalił „cenę, po której zakłady użyteczności publicznej sprzedają energię elektryczną agencji” .

W porozumieniu wojewódzko-federalnym w 1986 r. doszło do deregulacji cen gazu ziemnego, co spowodowało spadek cen gazu ziemnego. Alberta dopuściła do wygaśnięcia planu ochrony gazu ziemnego. W tym samym roku powstały dwa nowe departamenty - Energetyka i Leśnictwo oraz Ziemia i Dzika Przyroda, zastępując Departament Energii i Zasobów Naturalnych Alberty.

Pierwszą turbiną parową opalaną węglem w Albercie była jednostka wytwórcza Genesee, Genesee 2, która została zbudowana w 1989 roku o mocy 410 megawatów.

W latach 90., w odpowiedzi na przerwy w dostawie prądu, rząd Alberty pod przewodnictwem Ralpha Kleina wierzył, że konkurencja wzrośnie, a ceny spadną, jeśli więcej firm będzie produkować energię w prowincji. Uważał, że deregulacja uczyni Albertę bardziej atrakcyjną dla biznesu. Rząd stworzył strategię umów zakupu energii elektrycznej (PPA), dzięki której zwycięskie oferty w aukcji nabywałyby prawo do dostarczania części całej energii wyprodukowanej w Albercie w latach 1996-2016. Umowy PPA podejmowałyby wszystkie decyzje i pokrywały koszty budowy elektrowni, jak również ponosi odpowiedzialność za wszelkie ryzyka finansowe. Sprzedaliby energię z powrotem do sieci z „ryzykiem i korzyściami wahań cen”.

Zakłady komunalne będące własnością inwestorów i gmin

Według artykułu Alberta Law Review z 2020 r., Chociaż usługi elektryczne w Albercie są dostarczane głównie przez przedsiębiorstwa użyteczności publicznej będące własnością inwestorów, kilka przedsiębiorstw użyteczności publicznej nadal działa. Część z nich rozpoczęła działalność na przełomie XIX i XX wieku. Ci dostawcy usług komunalnych mają systemy regulacyjne w swoich własnych jurysdykcjach.

Struktura przemysłu elektrycznego Alberty nie przypomina żadnego innego w Ameryce Północnej. Alberta nigdy nie posiadała i nie zarządzała własną prowincjonalną firmą energetyczną, w przeciwieństwie do większości innych kanadyjskich prowincji.

Alberta preferuje model użytkowy będący własnością inwestora zarówno w sektorze gazu ziemnego, jak i energii elektrycznej, które podlegają prowincjonalnym lub w niektórych przypadkach miejskim regulatorom gospodarczym. System Alberty to taki, w którym rynki określają ceny hurtowe i tempo inwestycji.

Przy wytwarzaniu energii elektrycznej na tym zderegulowanym rynku istnieje konkurencja w sprzedaży energii na rynku energii elektrycznej po cenie, która jest ustalana w sposób konkurencyjny. Prywatny kapitał buduje nowe elektrownie, a właściciele biorą na siebie ryzyko finansowe. Kontrastuje to z pionowo zintegrowanymi korporacjami koronnymi rządu prowincji w innych kanadyjskich prowincjach, takich jak BC Hydro , SaskPower , Manitoba Hydro , Hydro-Québec i historycznie Ontario Hydro , które zapewniają pewne usługi komunalne. W większości kanadyjskich prowincji jest konwencjonalny koszt systemu elektroenergetycznego regulowanego usługowo.

Restrukturyzacja branży elektroenergetycznej rozpoczęła się w latach 90. W wyniku procesu restrukturyzacji Alberta stała się pierwszą kanadyjską prowincją, która wprowadziła zderegulowany rynek energii elektrycznej. Ustawodawstwem, które zapewniło nowe ramy regulacji branży elektroenergetycznej, była ustawa o usługach użyteczności publicznej (EUA). Dalsza restrukturyzacja miała miejsce poprzez nowelizację ustawy z 1996 r ., w ustawie o zmianie ustawy o przedsiębiorstwach elektroenergetycznych z 1997 r . W 2003 r. przepisy ustawy powołały nowe agencje, które zrestrukturyzowały sposób funkcjonowania branży. Obejmowało to Alberta Electric System Operator (AESO), Alberta Utilities Commission (AUC) i administratora nadzoru rynku.

Według Brennan w 2008 roku niektóre firmy wytwórcze były właścicielami zarówno wytwarzania, jak i przesyłu w Albercie. Według Keitha Provosta, byłego starszego wiceprezesa Alberta Power Ltd. (obecnie ATCO Power), który przez dziesięciolecia pracował w branży elektroenergetycznej, AESO miało własny system, który jest podatny na manipulacje i nie jest systemem wolnorynkowym. Zamiast sprzedawać kontrakty na dostawy energii elektrycznej na przyszłe dostawy na rynku regulowanym, AESO miało własny system, który jest otwarty na manipulacje i nie jest systemem wolnorynkowym. Provost powiedział, że zderegulowany system spowodował zmienność cen energii elektrycznej, utrzymywał wysokie ceny konsumpcyjne, jednocześnie maksymalizując zyski firm wytwórczych.

Od 2000 r. rynek elektryczny Alberty jest rynkiem wyłącznie energii (EOM), na którym producent energii elektrycznej otrzymuje wynagrodzenie tylko za wytwarzanie energii elektrycznej. W systemie EOM decyzje o tym, gdzie powstaną obiekty, jakie technologie i rodzaj zastosowanego źródła energii pozostają w gestii producenta, często współpracują z prywatnymi inwestorami, którzy biorą na siebie wszelkie ryzyko związane z tymi wyborami. Jest to prosty system, który może prowadzić do większej zmienności hurtowych cen energii elektrycznej.

Wraz z uchwaleniem ustawy 18, ustawa zmieniająca statuty energii elektrycznej (zakończenie rynku mocy), Zjednoczona Partia Konserwatywna (UCP) anulowała plany poprzedniego rządu pod rządami Rachel Notley dotyczące przeglądu systemu elektroenergetycznego, odejścia od rynku wyłącznie energii do rynek mocy. Na rynku mocy występuje mniejsza zmienność cen, ponieważ producentowi energii elektrycznej płaci się nie tylko za wytwarzanie energii, ale także za utrzymywanie wyższego poziomu mocy, aby móc reagować na szczyty zapotrzebowania.

Według IEA w latach 1999-2009 w większości prowincji Kanady dokonano zmian w strukturze sektora elektroenergetycznego w kierunku pewnej liberalizacji rynku . W poszczególnych prowincjach podejście do zmieniających się przepisów i struktury rynku było różne. Raport mówi, że konkurencyjne rynki hurtowe były wspierane w latach 90. w ramach procesu liberalizacji. Spośród wszystkich kanadyjskich prowincji tylko Alberta miała efektywny otwarty rynek na poziomie hurtowym i detalicznym. Według MAE kilka dominujących zintegrowanych przedsiębiorstw dostarcza większość usług związanych z wytwarzaniem, przesyłem i dystrybucją energii elektrycznej. W raporcie zalecono rozdzielenie tych usług.

Agencje i ich role

W 1996 r. Alberta rozpoczęła restrukturyzację swojego rynku energii elektrycznej , odchodząc od tradycyjnych regulacji kosztów usługi do systemu rynkowego , który obejmował tworzenie agencji sektora energii elektrycznej na warunkach rynkowych na mocy ustawy o usługach użyteczności publicznej z 1996 r . Zostały one powołane do nadzorowania systemu elektroenergetycznego prowincji; stworzyć system elektroenergetyczny, który jest „niezawodny”, „niedrogi”, a także zmniejsza zanieczyszczenie, które szkodzi zdrowiu mieszkańców Alberty i środowisku, zapewniając jednocześnie konkurencyjny rynek dla inwestorów branżowych.

Agencje te obejmują Alberta Electric System Operator (AESO), Bilancing Pool, Alberta Utilities Commission (AUC), Utilities Consumer Advocate (UCA) i Market Surveillance Administrator.

Operator systemu elektrycznego Alberty (AESO)

AESO nie ma powiązań branżowych i nie posiada aktywów rynkowych. Jest niezależnym operatorem systemu, który kieruje planowaniem i obsługą systemu Alberta Interconnected Electric System (AIES) i puli bilansującej. AESO ułatwia otwarty dostęp do sieci poprzez promowanie konkurencyjnego rynku energii elektrycznej. AESO współpracuje z branżą elektryczną, konsultując się ze sprzedawcami detalicznymi, wytwórcami energii elektrycznej i właścicielami obiektów przesyłowych, takimi jak AltaLink, ATCO, ENMAX i EPCOR. AECO jest zarządzane przez niezależną radę dyrektorów powoływaną przez ministra energii prowincji. AESO gromadzi i ocenia informacje o branży. MSA zaleca wniesienie kar i grzywien do AUC.

Alberta Utilities Commission (AUC)

Alberta Utilities Commission (AUC) zastąpiła Electric Utilities Board (EUB) w zakresie pełnej regulacji usług dystrybucji i przesyłu mediów świadczonych przez przedsiębiorstwa użyteczności publicznej będące własnością inwestorów. AUC decyduje o karach, regulaminach i przyjmuje wnioski związane z rynkiem energii elektrycznej. W ramach restrukturyzacji Energy Utilities Board przestał regulować hurtowe ceny energii elektrycznej, a klienci mogli wybrać sprzedawcę energii elektrycznej. EUA przewidywała, że ​​cała energia elektryczna kupowana i sprzedawana w Albercie musi być wymieniana za pośrednictwem puli energii, która „służyła jako niezależna, centralna pula o otwartym dostępie”. Funkcjonował jako „rynek spotowy, którego celem było dopasowanie popytu do podaży o najniższych kosztach i ustalenie godzinowej ceny puli”. Zgodnie z nowo wprowadzonymi zrestrukturyzowanymi taryfami Energy Utilities Board (EUB) w branży elektroenergetycznej „każdy główny zakład energetyczny był zobowiązany do ubiegania się o„ oddzielenie kosztów wytwarzania, przesyłu i dystrybucji ”.

W południowej Albercie 25 października 1998 r. kilka obszarów doznało rotacyjnej przerwy w dostawie energii elektrycznej, co zostało zbadane przez prowincjonalny organ nadzorujący elektryczność, EUB. W odpowiedzi na raport EUB z 4 listopada 1998 r. utworzono nową grupę zadaniową przemysłu i rządu oraz wprowadzono nowe przepisy.

Opcja regulowanej stawki (RRO) odnosi się do domyślnej stawki regulowanej dla energii elektrycznej lub opcji zmiennej stopy procentowej dla małych firm i konsumentów indywidualnych, którzy nie zawarli umowy z jednym z trzydziestu detalicznych dostawców energii elektrycznej. RRO mogą zmieniać się co miesiąc. AUC reguluje pięć spółek należących do inwestorów i gmin, które zatwierdziły do ​​świadczenia usługi regulowanej stawki (RRO) dla Albertans - AltaGas Utilities, City of Lethbridge, Direct Energy Regulated Services (DERS), ENMAX Power. Do dostawców RRO należą Epcor Distribution i FortisAlberta w zakresie usług przewodowych oraz ENMAX Power i EPCOR Energy w zakresie energii elektrycznej. W oparciu o położenie geograficzne w prowincji rząd wyznaczył tylko jednego dostawcę energii elektrycznej i gazu ziemnego RRO dla odbiorców energii elektrycznej w gospodarstwach domowych i przedsiębiorstwach. W całej prowincji jest tylko pięciu dostawców RRO. Spośród nich cztery zapewniają energię elektryczną, a trzy dostarczają gaz ziemny. Miasto Lethbridge jest dostawcą energii elektrycznej RRO dla 34 000 klientów w tej gminie.

Alberta zaczęła od 2000 r. rejestrować alerty o awariach energii w przypadku niedoborów energii elektrycznej. Od tego czasu zgłosiła 42 EOG, z których tylko dwa osiągnęły poziom 3, w którym AESO musiał wezwać do „zrzucenia obciążenia energią elektryczną” lub ograniczenia usług dla konsumentów . Pierwszy miał miejsce 24 lipca 2006 r., a drugi 9 lipca 2012 r.

Podczas gdy średnia cena hurtowa puli w godzinach szczytu wynosiła około 70 CAD/MWh od 2000 r. i 31 USD/MWh poza godzinami szczytu, średnia cena w dniu 12 sierpnia 2021 r. Według danych AESO od 2021 r., co stanowi najwyższą cenę od 20 lat.

Administrator Nadzoru Rynku

Administrator Nadzoru Rynku (MSA) jest agencją nadzoru rynku energii elektrycznej, która monitoruje przewagę konkurencyjną. Podczas gdy rolą AESO jest zbieranie informacji i rekomendowanie obszarów do oceny, tylko MSA może zalecać AUC kary lub grzywny.

Basen równoważący

Pula Bilansująca prognozuje wydatki i przychody oraz zarządza płatnościami, a także niektórymi aktywami wytwórczymi. Określa również uprawnienia i obowiązki AESO oraz wdraża zasady. Wśród jej postanowień było utworzenie Power Pool of Alberta (Power Pool), podmiotu rozliczającego rynek hurtowy. Poprzez AESO utworzono rynek spot.

Cała energia elektryczna, która jest kupowana i sprzedawana w prowincji, jest wymieniana wyłącznie za pośrednictwem Power Pool of Alberta — centralnego, niezależnego i otwartego podmiotu non-profit, który obsługuje konkurencyjny hurtowy rynek energii elektrycznej i wysyłkę energii elektrycznej pokolenia od momentu powstania w 1996 roku.

Lokalne przedsiębiorstwa dystrybucyjne, będące własnością inwestorów lub gmin, zachowały obowiązek dostaw, a 6 największym przedsiębiorstwom energetycznym przydzielono udział w produkcji istniejących wytwórców po ustalonej cenie.

Power Pool jest podmiotem non-profit, który prowadził „konkurencyjny rynek hurtowy, w tym wysyłkę generacji”. Power Pool dopasowywał najtańszą podaż do popytu działającego jako rynek kasowy, ustalając cenę puli, która była korygowana co godzinę na podstawie 60 cen krańcowych co minutę. Tylko zaakceptowane oferty generują energię i otrzymują cenę puli AESO. Wszystkie oferty zostały zaakceptowane, aby otrzymać tę samą cenę, cenę puli, a nie cenę oferowaną.” Po utworzeniu Power Pool cena energii elektrycznej znacznie wzrosła, od najniższej ceny w Ameryce Północnej do trzeciej najwyższej ceny w 2001 roku.

Rzecznik konsumentów ds. mediów (UCA)

Utilities Consumer Advocate (UCA) pomaga konsumentom zrozumieć ich połączone rachunki za energię, które obejmują zarówno energię elektryczną, jak i gaz ziemny. Zapewnia szczegółowe informacje na swojej stale aktualizowanej stronie internetowej. Obejmuje to narzędzia pomagające konsumentom wybrać jednego z trzydziestu detalicznych dostawców energii elektrycznej za pomocą porównania kosztów oraz zapewniające pomoc w zrozumieniu bardzo szczegółowych rachunków za energię elektryczną.

Miks wytwarzania energii elektrycznej

Energia elektryczna wytwarzana z węgla była podstawą sektora elektrycznego Alberty. W 2013 r. węgiel stanowił 55% całości, gaz ziemny 35%, a energia odnawialna i alternatywna 11%. Te czystsze źródła obejmowały „wiatr, wodę, biomasę i kogenerację”.

Węgiel

Stacja generująca Sheerness , niedaleko Hanny. Uruchomiona w 1986 roku elektrownia węglowa o mocy 760 MW była wspólnym przedsięwzięciem ATCO i TransAlta . Przeszedł konwersję z węgla na gaz.

Dziewięćdziesiąt procent użytecznych zasobów węgla w Kanadzie, w tym różne gatunki węgla, od węgla brunatnego do niższej klasy do semiantracytu , znajduje się w zachodnio-kanadyjskim basenie sedymentacyjnym (WCSB), który leży u podstaw trzech zachodnich prowincji Alberty, Kolumbii Brytyjskiej i Saskatchewan . Węgiel brunatny, który jest używany głównie do wytwarzania energii elektrycznej, jest łatwy do wydobycia i był używany w Albercie od XIX wieku do produkcji energii elektrycznej.

Elektrownie węglowe spalające węgiel do wytwarzania energii elektrycznej były „kręgosłupem” systemu elektroenergetycznego Alberty.

MAE poinformowała, że ​​Alberta miała drugi najwyższy poziom emisji gazów cieplarnianych w Kanadzie (190 Mt), co stanowiło 27% całkowitej emisji Kanady. Tylko Ontario było wyższe z 234 Mt odpowiadającymi za 33% krajowych emisji w 2006 r. W 2007 r. wprowadzono nową politykę redukcji emisji gazów cieplarnianych o 12%, zaczynając od dużych emitentów, takich jak elektrownie węglowe, celulozownie i projekty piasków roponośnych . Alberta była pierwszą jurysdykcją w Ameryce Północnej, która wprowadziła podatek od emisji dwutlenku węgla — rozporządzenie w sprawie określonych emiterów gazów lub SGER uznano za historię sukcesu.

Zainstalowana moc osiągnęła 12 834 megawatów w 2009 r., Z czego węgiel (5 692 MW) i gaz ziemny (5 189 MW) stanowiły większość floty wytwórczej prowincji.

W 2013 r. W miksie wytwórczym Alberty nadal dominował węgiel (55%), gaz ziemny (35%) oraz źródła odnawialne i alternatywne (11%), które obejmowały „wiatr, wodę, biomasę i kogenerację”, zgodnie z Raport Międzynarodowej Agencji Energii (IEA) z 2017 r . Kolejnym co do wielkości źródłem energii elektrycznej był gaz ziemny, którego udział wzrósł z 29% w 2004 r. do 35% w 2013 r. Do 2013 r. energia odnawialna i alternatywna stanowiła 11% miksu wytwórczego i obejmowała farmy wiatrowe, elektrownie wodne, biomasę i kogeneracja.

Według ekonomistów z Alberty, Andrew Leacha i Blake'a Shaffera, procentowy udział węgla w miksie energetycznym Alberty spadł z 50% w 2015 r. do 27% w 2020 r. roczny okres przejściowy.

Jednostki 1 i 2 Genesee Generating Station firmy Capital Power rozpoczęły działalność odpowiednio w 1989 i 1994 roku.

Jednostki 1 i 2 stacji generującej Battle River firmy Heartland Generation w Forestburg rozpoczęły działalność w 1998 roku.

Capital Power Keephills Generating Station jednostka 3 w Duffield (2021)

TransAlta zdecydowała się szybko przejść z elektrowni węglowych na gaz ziemny, co zostało częściowo sfinansowane z inwestycji Brookfield Renewable Partners o wartości 750 mln CA. Do 2 lutego 2021 r. TransAlta dokonała konwersji pierwszej z trzech planowanych konwersji. Do końca grudnia 2021 r. TransAlta zakończyła pełną konwersję z węgla energetycznego na gaz ziemny w swoim zakładzie Keephills Unit 3, który znajduje się w pobliżu Keephills w Albercie . TransAlta wycofała Sundance Power Station Unit 1 w 2017 r., 2 w 2018 r. I 3 w 2020 r., 5 w 2021 r. Sundance 6 została przekształcona w gaz ziemny w 2021 r. Keephills Generating Station Unit 1 w Duffield została wycofana w 2021 r. Keephills Units 2 i 3 zostały przekształcone w gaz ziemny w 2021 r. Zarówno Sheerness Unit 1, jak i 2 zostały przekształcone w gaz ziemny w 2021 i 2020 r. Prowincjonalne i federalne ceny emisji dwutlenku węgla oraz podatki od emisji dwutlenku węgla były jednymi z czynników, które sprawiły, że węgiel stał się pasywem, a nie aktywem, według TransAlta. Bloki Sundance Power Station 4 i 5 rozpoczęły działalność w 2021 roku.

Milner Power's HR Milner Generating Station w Grande Cache w zachodnio-środkowej Albercie została oddana do użytku w 1972 roku jako elektrownia węglowa . W 2011 r. Alberta Utilities Commission udzieliła Milnerowi tymczasowej zgody na rozbudowę obiektu opalanego węglem o mocy 150 megawatów do obiektu o mocy 500 megawatów bez publicznego przesłuchania ani zawiadomienia o złożeniu wniosku. Ecojustice i Pembina Institute wyraziły obawy , ponieważ federalne przepisy dotyczące gazów cieplarnianych zaczęły obowiązywać w 2015 r. Do 2011 r. Ze wszystkich kanadyjskich prowincji Alberta ze swoimi jedenastoma elektrowniami węglowymi miała najwięcej.

Jednostki TransAlta 1–4 elektrowni Wabamun Generating Station o mocy 537 megawatów (MW) w Wabamun zostały zbudowane w 1956 r. I dostarczały energię przez 54 lata jako „kamień węgielny” TransAlta. Został całkowicie wycofany ze służby w 2010 roku.

Do 2021 r. węgiel stanowił zaledwie 20% całkowitego miksu wytwarzania energii elektrycznej w Albercie w porównaniu z 80%. Węgiel został zastąpiony gazem ziemnym oraz energią odnawialną i alternatywną.

Gazu ziemnego

Gaz ziemny był głównym składnikiem miksu wytwarzania energii elektrycznej Alberty, ustępując jedynie węglowi przez wiele dziesięcioleci. Wraz z bardzo dużą wydajnością produkcji gazu ziemnego w Albercie ze względu na jej naturalne zasoby, prowincja posiada jedną z najważniejszych infrastruktur gazu ziemnego w Ameryce Północnej, która obejmuje pojemność magazynową i sieć rurociągów eksportowych. W AECO „C”, magazynie gazu ziemnego w pobliżu Suffield w południowo-wschodniej Albercie w pobliżu Medicine Hat , w Alberta Energy Company (AEC) zaczęły zgłaszać dzienne ceny spot gazu ziemnego w 1993 r. AEC jest obecnie znany jako EnCana . Cena spot AECO „C” stała się liderem pod względem wskaźników ustalania ceny gazu ziemnego w Ameryce Północnej.

Placówka Suffield i Countess Facility na południe od Drumheller w południowo-środkowej Albercie, na południe od Drumheller tworzą AECO Hub TM firmy Rockpoint . Magazyn Suffield, jeden z największych węzłów gazu ziemnego w Ameryce Północnej. Historycznie rzecz biorąc, koszt gazu ziemnego w tym hubie ma najniższy koszt zakupu w Ameryce Północnej. Chociaż zasoby gazu ziemnego Alberty są znaczne, transport na duże odległości na eksport jest kosztowny. Kolejnym co do wielkości źródłem energii elektrycznej był gaz ziemny, którego udział zwiększył się z 29% w 2004 r. do 35% w 2013 r.

Kogeneracja

Kogeneracja , znana również jako kogeneracja (CHP), odnosi się do elektrowni, które jednocześnie wytwarzają zarówno ciepło, jak i energię elektryczną. Te bardziej wydajne elektrociepłownie powodują mniejszą emisję gazów cieplarnianych.

Odnawialne źródła energii

Według National Energy Board, sektor wiatrowy, szczególnie w południowej Albercie, odnotował znaczny wzrost z 1,1% całkowitej produkcji w 2005 r. do 6,9% w 2017 r.

Do 2013 r. odnawialne i alternatywne źródła energii obejmowały farmy wiatrowe, energię wodną, ​​biomasę, geotermię i kogenerację i stanowiły 11% miksu wytwórczego.

Inne odnawialne źródła energii obejmują kogenerację, energię jądrową i biomasę. Jeśli chodzi o projekty operacyjne, wiatr jest największym źródłem odnawialnym, następnie energia wodna, a następnie biomasa i energia słoneczna, zgodnie z profilem rynku energii Uniwersytetu Alberty z 2018 r.

Energia wodna

W latach 1910 Alberta zbudowała elektrownie wodne. Ale budowa obiektów opalanych węglem i gazem ziemnym wyprzedziła hydroenergetykę.

W latach pięćdziesiątych XX wieku energia wodna dostarczała 50% energii elektrycznej Alberty, ale do 2010 roku liczba ta spadła do 7%. W 2018 r. nie zgłoszono propozycji projektów hydroenergetycznych.

Do 2018 roku Alberta była w tyle za innymi prowincjami w rozwoju energii odnawialnej. W ciągu 44 lat rządów Postępowej Partii Konserwatywnej priorytetem była produkcja ropy i gazu, a nie energia odnawialna.

W swoim „Raporcie końcowym Alberty Utilities Commission Update na temat zasobów energii hydroelektrycznej Alberty” z 2020 r. Firma konsultingowa Hatch oceniła potencjał rozwojowy dorzecza Alberty: dorzecze Athabasca: 13 050 GWh; Dorzecze Churchill: Brak potencjału hydroelektrycznego; Dorzecze rzeki Hay: 100 GWh; Dorzecze Milk River: Brak potencjału hydroelektrycznego; Dorzecze północnego Saskatchewan: 8270 GWh; Dorzecze Peace: 19 720 GWh; Rzeka Red Deer: 340 GWh; Dorzecze Slave: 7640 GWh; Dorzecze południowego Saskatchewan: 3930 GWh.

Energia wodna była w historii największym źródłem energii elektrycznej w Kanadzie. Jednak wiele obiektów starzeje się i wymaga kosztownych napraw. Wysokie koszty budowy często prowadziły do ​​przekroczeń, a przy wielu innych tańszych opcjach energii odnawialnej przyszłe projekty hydroelektryczne należy rozważać z ostrożnością.

Wiatr

Pierwsza komercyjna farma wiatrowa w Kanadzie, elektrownia wiatrowa TransAlta Cowley Ridge , w pobliżu Pincher Creek, Alberta, została ukończona w 1993 roku.

Do 2006 roku farmy wiatrowe TransAtla były ograniczone do 400 megawatów energii wiatrowej, ponieważ instalacja linii energetycznych nie nadążała za budową turbin wiatrowych.

Tylko 40% turbin wiatrowych w Kanadzie zostało oddanych do użytku przed 2010 rokiem. Z biegiem czasu turbiny stawały się coraz większe i wyższe, a ich wydajność i wyrafinowanie rosły, według starszego inżyniera ds. wiatrów federalnego Departamentu Zasobów Naturalnych. Do 2010 roku moc wiatrowa osiągnęła 657 MW, a elektrownia wodna 900 MW.

Do 2020 roku Alberta miała 900 turbin wiatrowych. Tylko dwie prowincje miały więcej; Kolumbia Brytyjska miała 2663 turbin, co stanowiło około 40% wszystkich turbin w Kanadzie, a Quebec miał 1991.

Słoneczne i geotermalne

Lista wszystkich elektrowni geotermalnych w Albercie.

Ustawa 36: Ustawa o zagospodarowaniu zasobów geotermalnych została wprowadzona 20 października 2020 r. w celu stworzenia jasnych zasad i przepisów dla „wschodzącego przemysłu”, aby zachęcić do inwestowania w rozwój zasobów geotermalnych w Albercie. W Albercie istnieje ponad 388 500 MW niewykorzystanej generacji energii geotermalnej. Dla porównania, w 2020 roku całkowita zainstalowana moc wytwórcza Alberty wyniosła 16 515,13 MW.

Elektrownia geotermalna Greenview (Alberta nr 1) firmy Terrapin Geothermics o wartości 90 milionów dolarów CA w okręgu miejskim Greenview nr 16 , która ma zostać uruchomiona do 2023 r., otrzymała finansowanie w wysokości 25,45 mln CA od Natural Resources Canada (NRCan ). Obiekt będzie pierwszym, który będzie produkował energię geotermalną w Albercie.

Wodór

Air Products z siedzibą w Pensylwanii buduje w pobliżu Edmonton „kompleks energii wodorowej o zerowej wartości netto” o wartości 1,3 miliarda CA, który po ukończeniu w 2024 r. będzie wykorzystywał gaz ziemny do produkcji czystego paliwa wodorowego. Air Products ma już trzy instalacje wodorowe w prowincji. Wodór będzie wykorzystywany do wytwarzania energii elektrycznej.

Polityka środowiskowa

Jednym z głównych aktów prawnych rządu Alberty w zakresie jurysdykcji nad Radą ds. Zasobów i Ochrony Energii (ERCB) była ustawa o usługach gazowych z 1960 r.

W 1961 r. wprowadzono nowe wojewódzkie normy jakości powietrza ograniczające emisję siarkowodoru i dwutlenku siarki.

W odpowiedzi na konferencję ONZ w sprawie środowiska i rozwoju w Rio de Janeiro w czerwcu 1992 r . Kanada i ponad 160 innych krajów zgadzają się pracować na rzecz zrównoważonego rozwoju poprzez ograniczenie emisji gazów cieplarnianych , które mają wpływ na globalne zmiany klimatu .

W 1994 roku Departament Ochrony Środowiska Alberty powstał z połączenia dwóch wydziałów, Departamentu Leśnictwa oraz Departamentu Ziemi i Dzikiej Przyrody. Departament Energii został podzielony na 5 nowo utworzonych pionów.

W 1995 r. Alberta Energy and Utilities Board (AEUB) została utworzona w wyniku połączenia Rady ds. Usług Publicznych połączonej z Radą ds. Zasobów Energii i Ochrony (ERCB) w celu zwiększenia wydajności i usprawnienia procesu regulacji energii i mediów. ERCB była wcześniej Radą Ochrony Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego. ERCB została regulatorem energii Alberty w 2013 roku.

Od 2008 r. sektor energetyczny Alberty był najbardziej emisyjny ze wszystkich prowincji i terytoriów Kanady, z całkowitą emisją 55,9 mln ton ekwiwalentu CO
2
w 2008 r., co stanowi 47% wszystkich kanadyjskich emisji w sektorze wytwarzania energii elektrycznej i ciepła.

Do 2013 r. gaz łupkowy stał się znaczącą częścią dostaw gazu. Badanie przeprowadzone przez Natural Resources Canada w 2012 r. wykazało, że wpływ gazu łupkowego na środowisko pod względem emisji gazów cieplarnianych był znacznie mniejszy niż w przypadku węgla. co potwierdziło ustalenia w Stanach Zjednoczonych.

Na podstawie dziesiątego wydania rocznego raportu rynkowego IEA z grudnia 2020 r. na temat węgla, na całym świecie przyspieszono przejście na czystą energię z dala od paliw wysokoemisyjnych, takich jak węgiel, w celu zmniejszenia emisji gazów cieplarnianych. Z raportu IEA wynika, że ​​w 2013 roku światowy popyt na węgiel osiągnął szczyt. Czynnikami, które przyczyniły się do spadku światowego popytu, były m.in. wzrost wydobycia gazu w ramach rewolucji łupkowej w Stanach Zjednoczonych, przyspieszony wzrost produkcji energii wiatrowej i słonecznej oraz wzrost wdrażania polityk publicznych związanych ze zmianami klimatycznymi. W latach 2017 i 2018 nastąpiło krótkie odbicie popytu na węgiel. Chociaż światowy udział produkcji energii elektrycznej spadł tylko z 40% w 2009 r. do 36,5% w 2019 r., większość wytwórców węgla znajdowała się w Indiach i Chinach.

Składniki rynku

Rynek energii elektrycznej Alberty składa się z sześciu podstawowych elementów i cech.

Sektor wytwarzania energii elektrycznej

Siedemnaście firm dostarcza energię elektryczną do sieci . Pięciu z tych dostawców — ATCO Power, Enmax , Capital Power Corporation , TransAlta i TransCanada Corp. — dostarcza około 80% mocy wytwórczych prowincji.

Sektor wytwarzania w Albercie jest zdominowany przez TransAlta (dawniej Calgary Power), ENMAX i Capital Power Corporation , wydzieloną część miejskiej spółki EPCOR z Edmonton . Przedsiębiorstwa użyteczności publicznej w Albercie obejmują również wytwarzanie energii wiatrowej Bullfrog Power , TransAlta Corporation , Alberta Power Limited, AltaLink , ATCO Power i FortisAlberta. Chociaż w latach 1998-2009 dodano 5700 megawatów nowej generacji i wycofano 1470 megawatów ze starych elektrowni, węgiel nadal stanowił 73,8% energii wytwarzanej przez zakłady użyteczności publicznej w 2007 roku, a następnie gaz ziemny z 20,6%.

Przedsiębiorstwo użyteczności publicznej TransAlta z siedzibą w Calgary odnotowało wzrost o 405 mln USD w okresie trzech miesięcy od 30 września do 31 grudnia 2021 r. w porównaniu z 2020 r.

Drut

Sieć przesyłowa Alberty, której części należą do firm takich jak TransAlta , AltaLink i ATCO Electric, przesyła następnie energię elektryczną wytwarzaną przez dostawców energii elektrycznej do hurtowych nabywców energii elektrycznej lub sprzedawców detalicznych. Połączenia z BC, Saskatchewan i Montaną umożliwiają import i eksport konkurencyjnej siły.

Nabywcy hurtowi

Istnieje około 160 hurtowych nabywców energii elektrycznej, z których wielu odsprzedaje innym użytkownikom końcowym, takim jak ENMAX , EPCOR , Fortis Alberta i Direct Energy .

Dostarczać

W latach 1998-2008 do zasilania prowincji dodano ponad 4700 megawatów (MW) nowej generacji.

Chociaż w latach 1998-2009 dodano 5700 megawatów nowej generacji, a 1470 megawatów ze starych elektrowni wycofano z eksploatacji w latach 1998-2009, węgiel nadal stanowił 73,8% energii wytwarzanej przez zakłady użyteczności publicznej w 2007 r., a następnie gaz ziemny z 20,6%.

Popyt

W 2017 roku Alberta była czwartym co do wielkości konsumentem energii elektrycznej na mieszkańca w Kanadzie, reprezentując „zużycie„ o „28% większe niż średnia krajowa” przy „rocznym zużyciu energii elektrycznej na mieszkańca” wynoszącym 18,7 megawatogodzin (MWh). Zapotrzebowanie na energię elektryczną wzrosła o 22% w latach 2005-2017.

Podczas pandemii COVID-19 roczne zapotrzebowanie na energię elektryczną spadło w 2020 r. i wzrosło o około 3% do 2021 r., w miarę ożywienia gospodarki województwa.

Sektor mieszkaniowy

Sektor mieszkaniowy obejmuje domowe systemy ogrzewania i chłodzenia, sprzęt AGD, podgrzewacze wody i oświetlenie.

Konsumenci detaliczni mają możliwość zakupu energii elektrycznej po konkurencyjnych cenach od sprzedawców zewnętrznych, takich jak Just Energy , lub po cenach regulowanych za pośrednictwem lokalnych przedsiębiorstw użyteczności publicznej, takich jak ENMAX i EPCOR .

Koszty energii elektrycznej dla odbiorców końcowych

Według Statista w 2021 roku, w porównaniu z innymi prowincjami i terytoriami Kanady, koszty energii elektrycznej dla użytkowników końcowych w Albercie na poziomie 16,6 centa za kWh były poniżej średniej wynoszącej 17,9 centa za kWh. Najwyższe wskaźniki odnotowano na Terytoriach Północno-Zachodnich i w Nunavut (38,2 i 37,6). Najniższe koszty były w Quebecu i wynosiły 7,3. Manitoba na poziomie 9,9, Kolumbia Brytyjska na poziomie 12,6, Nowy Brunszwik na poziomie 12,7, Ontario na poziomie 13 oraz Nowa Fundlandia i Labrador na poziomie 13,8 były niższe niż Alberta. Statista powiedział, że energia elektryczna w Quebecu jest tańsza ze względu na liczbę zapór wodnych w całej prowincji. NWT i Nunavut płacą najwięcej ze względu na swoje odległe położenie, które często wykorzystują olej napędowy do wytwarzania energii elektrycznej.

W badaniu z 2013 r. porównano cenę jednostkową energii elektrycznej w głównych miastach Kanady i Stanów Zjednoczonych. Cena jednostkowa Calgary wynosiła 14,81 centa za kWh, w porównaniu do 6,87 centa za kWh w Montrealu i 15,45 centa w Halifax. W kwietniu 2013 r. Calgary zajęło trzecie miejsce (ze średnią miesięczną opłatą w wysokości 216 USD na podstawie miesięcznego zużycia 1000 kWh), a Edmonton czwarte (202 USD miesięcznie) w Kanadzie w porównaniu z innymi miastami pod względem wysokich rachunków za energię elektryczną. Halifax zajął pierwsze i najgorsze miejsce w Kanadzie z 225 dolarami miesięcznie. Na tle innych miast Ameryki Północnej Calgary i Edmonton uplasowały się na siódmym i ósmym miejscu pod względem najwyższych kosztów energii. Vancouver w Kolumbii Brytyjskiej było jednym z najtańszych (130 dolarów miesięcznie). W Albercie wydatki na energię (bez kosztów benzyny) stanowią 2,3% całkowitych wydatków gospodarstw domowych.

Po restrukturyzacji i deregulacji rozpoczętej w 1996 r. stawki za energię elektryczną dla konsumentów wzrosły nieproporcjonalnie do kosztów wytwarzania energii elektrycznej. Koszt wytworzenia energii elektrycznej wynosił około 3,5 centa za kilowatogodzinę w 2000 roku. Średnia cena dla konsumentów wynosiła ponad 13 centów za kWh. Provost powiedział, że przychody wytwórców energii elektrycznej wzrosły o około 2 lub miliard CA $ rocznie, ponieważ konsumenci płacili więcej za energię elektryczną.

W odpowiedzi na skargi konsumentów dotyczące wysokich cen w 2001 r. rząd wprowadził opcję regulowanej stawki (RRO), jako sposób na ochronę konsumentów przed zmiennością cen.

Stawki za energię elektryczną w Albercie spadły do ​​mniej niż 4 centów za kWh w 2015 roku.

Historycznie niskie ceny energii elektrycznej w województwie zostały osiągnięte w 2017 r., kiedy to spadły do ​​2,88 centa/kWh.

W ramach limitu cen energii elektrycznej, który miał regulowane stawki energii elektrycznej wprowadzone przez NPR, konsumenci, którzy mieli opcję regulowanej stawki (RRO) z opcją regulowanej stawki (RRO), płacili maksymalnie 6,8 centa za kWh.

Od 2018 roku ceny energii elektrycznej w Albercie stale rosną.

Premier Jason Kenney zniósł pułap cen energii elektrycznej Alberty, który regulował stawki za energię elektryczną w budżecie prowincji jesienią 2019 r.

W styczniu 2022 r. stawki za energię elektryczną osiągnęły rekordowy poziom ponad 16 centów/kWh w Edmonton i Calgary. Do stawki za energię elektryczną dodano opłaty za przesył i dystrybucję.

Sektor komercyjny

Sektor komercyjny obejmuje komercyjne systemy ogrzewania i chłodzenia, a także oświetlenie w budynkach komercyjnych i biurach.

Sektor komercyjny zużył w 2017 r. 17,2 TWh energii elektrycznej, a sektor mieszkaniowy zużył 10,3 TWh.

Sektory przemysłowe

Sektor przemysłowy obejmuje działalność wydobywczą, taką jak piaski roponośne, wydobycie węgla, działalność produkcyjną, budownictwo i leśnictwo. Konsumenci przemysłowi odpowiadają za około 28% energii elektrycznej zużywanej w Ontario. Przewiduje się, że konsumpcja ta pozostanie stabilna.

Transgraniczny rynek hurtowy

Alberta importuje i eksportuje zgodnie z warunkami rynkowymi z Montaną i sąsiednimi prowincjami, Kolumbią Brytyjską i Saskatchewan. BC i Saskatchewan mają umowy z Albertą zwane „interties”, w których określa się dostępne możliwości transferu (ATC).

Pomimo ogromnych różnic w strukturze rynku i ze względu na duże różnice w zestawie aktywów wytwórczych, systemy elektroenergetyczne Alberty i Kolumbii Brytyjskiej cieszą się wyjątkowym związkiem symbiotycznym. BC może zapewnić rynek dla nadwyżki Alberty poza szczytem i szczytową podaż w okresach kryzysu Alberty. Klimat inwestycyjny w Albercie od 1996 roku przyciąga stały strumień projektów wytwórczych finansowanych przez prywatnych inwestorów. Jest to jeden z powodów, dla których system elektroenergetyczny Alberty zapewnia niezawodną, ​​zrównoważoną energię nawet w okresach szybkiego wzrostu gospodarczego [ potrzebne źródło ] .


Rozkład miast w Albercie

Alberta i sąsiednia Kolumbia Brytyjska są wzajemnymi nabywcami i sprzedawcami władzy. Historycznie strony handlowe w Albercie importują energię w okresie szczytowego zapotrzebowania. Podobnie eksport z Alberty często ma miejsce w okresach poza szczytem (weekendy, wieczory lub święta ustawowe, kiedy popyt w Albercie maleje lub gdy występuje obfitość energii wiatrowej w okresach poza szczytem). Ten handel energią przynosi korzyści obu prowincjom.

Handel energią między dwiema prowincjami jest częściowo oparty na geografii . Alberta historycznie miała węgiel i gaz ziemny , podczas gdy generacja BC jest w dużej mierze hydroelektryczna.

Niezależnie od tego, czy z powodu tymczasowego wysokiego popytu, krótkiej podaży, czy obu, strony handlowe w Albercie kupują energię elektryczną od swojego zachodniego sąsiada za pośrednictwem Alberta Electric System Operator. Natomiast strony handlowe mogą eksportować energię elektryczną w Albercie w okresach poza szczytem. W tym okresie BC wykorzystuje tę moc, aby ograniczyć wytwarzanie energii wodnej lub ta energia jest transportowana na hurtowy rynek energii elektrycznej w północno-zachodnim regionie Pacyfiku.

Podmioty komercyjne w Albercie kupują energię elektryczną od BC w okresach szczytowego zużycia, w niezwykle zimne lub gorące dni lub gdy większa niż zwykle liczba generatorów jest wyłączona z powodu konserwacji. Historycznie rzecz biorąc, Kolumbia Brytyjska kupowała energię elektryczną od Alberty w okresach poza szczytem. Ostatnio zakupy z Alberty mają zwykle miejsce, gdy w Albercie występuje obfitość generacji wiatrowej w okresach niskiego popytu. Handel ten przynosi korzyści obu prowincjom w zakresie wykorzystania ich mocy wytwórczych i magazynowych oraz bardziej efektywnego wykorzystania zasobów. Wywiera również presję konkurencyjną na ceny energii w obu województwach.

Import energii elektrycznej z Alberty stanowi zaledwie 3% całego importu do BC W rzeczywistości BC eksportuje sześć razy więcej niż importuje z Alberty, co pomaga znacznie zredukować emisję gazów cieplarnianych.

Zobacz też

Notatki

Linki zewnętrzne

Cytaty