Электроэнергетика Канады: Обзор и тенденции развития

Введение

Сектор электроэнергетики Канады играет значительную роль в экономической и политической жизни страны с конца XIX века. Сектор организован по провинциальным и территориальным принципам. В большинстве провинций ведущую роль в производстве, передаче и распределении электроэнергии играют крупные государственные интегрированные энергетические компании. Онтарио и Альберта создали рынки электроэнергии в последнее десятилетие для увеличения инвестиций и конкуренции в этом секторе экономики, что делает Канаду третьим по величине производителем гидроэлектроэнергии в мире после Китая и Бразилии. С 1960 года крупные гидроэлектростанции, особенно в Квебеке, Ньюфаундленде и Лабрадоре, Британской Колумбии и Манитобе, значительно увеличили генерирующую мощность страны. Вторым по величине источником энергии (15% от общего объема) является ядерная энергетика, при этом несколько электростанций в Онтарио производят более половины электроэнергии этой провинции, а один генератор – в Нью-Брансуике. Это делает Канаду шестым по величине производителем электроэнергии, вырабатываемой на атомных электростанциях, в мире, с производством 95 ТВтч в 2017 году. Ископаемое топливо вырабатывает 18% канадской электроэнергии, примерно половина – уголь (7% от общего объема), а остальная часть – смесь природного газа и нефти. Только четыре провинции используют уголь для производства электроэнергии. Альберта, Саскачеван, Нью-Брансуик и Новая Шотландия используют уголь для выработки менее половины своей электроэнергии, в то время как другие провинции и территории не используют его вовсе. Альберта и Саскачеван также используют значительное количество природного газа. Удаленные населенные пункты, включая всю Нунавут и большую часть Северо-Западных территорий, производят большую часть своей электроэнергии с помощью дизельных генераторов, что обходится дорого с экономической и экологической точек зрения. Федеральное правительство разработало инициативы по снижению зависимости от электроэнергии, вырабатываемой на дизельном топливе. Однако в 2018 году Северо-Западные территории произвели 70% электроэнергии на гидроэлектростанциях и 4% – за счет энергии ветра. В Нунавуте солнечная энергия вырабатывает небольшое количество электроэнергии посредством небольших установок и проектов. Возобновляемые источники энергии, не связанные с гидроэнергетикой, составляют быстрорастущую долю общего объема, достигнув 7% в 2016 году. Примечательно, что остров Принца Эдуарда производит почти всю свою электроэнергию с помощью энергии ветра. В 2017 году Канада осуществляла значительную торговлю электроэнергией с соседними Соединенными Штатами, экспортировав 72 ТВтч и импортировав 10 ТВтч. Канадские дома, офисы и предприятия являются крупными потребителями электроэнергии, или гидроэнергии, как ее часто называют во многих регионах Канады. В 2007 году потребление электроэнергии на душу населения в Канаде было одним из самых высоких в мире, в среднем 17 МВтч в год. В 2017 году среднегодовое потребление электроэнергии на душу населения в Канаде снизилось до 14,6 МВтч. Квебек имел самое высокое годовое потребление – 21 МВтч на душу населения, а Нунавут – самое низкое – 6,1 МВтч на душу населения. В 2018 году производство электроэнергии составляло 9% выбросов Канады, что на 32% меньше, чем в 1990 году.

none

The electricity sector in Canada has played a significant role in the economic and political life of the country since the late 19th century. The sector is organized along provincial and territorial lines. In a majority of provinces, large government owned integrated public utilities play a leading role in the generation, transmission, and distribution of electricity. Ontario and Alberta have created electricity markets in the last decade to increase investment and competition in this sector of the economy. making Canada the world's third largest producer of hydroelectricity after China and Brazil. Since 1960, large hydroelectric projects, especially in Quebec, Newfoundland and Labrador, British Columbia, and Manitoba have significantly increased the country's generation capacity. The second largest single source of power (15% of the total) is nuclear power, with several plants in Ontario generating more than half of that province's electricity, and one generator in New Brunswick. This makes Canada the world's sixth largest producer of electricity generated by nuclear power, producing 95 TWh in 2017. Fossil fuels generate 18% of Canadian electricity, about half as coal (7% of the total) and the remainder a mix of natural gas and oil. Only four provinces use coal for electricity generation. Alberta, Saskatchewan, New Brunswick, and Nova Scotia rely on coal for less than half their generation while other provinces and territories burn none for electricity. Alberta and Saskatchewan also use a substantial amount of natural gas. Remote communities including all of Nunavut and much of the Northwest Territories produce most of their electricity from diesel generators, at high economic and environmental cost. The federal government has set up initiatives to reduce dependence on diesel fired electricity. However, in 2018, the NWT generated 70% of their electricity from hydroelectric dams and 4% from wind. In Nunavut, solar generates a small amount of electricity though small installations and projects. Non hydro renewables are a fast growing portion of the total, at 7% in 2016. Notably, Prince Edward Island generates nearly all its electricity via wind power. Canada has substantial electricity trade with the neighbouring United States amounting to 72 TWh exports and 10 TWh imports in 2017. Canadian homes, offices and factories are large users of electricity, or hydro, as it is often called in many regions of Canada. In 2007, Canadian per capita electricity consumption was among the highest in the world, with a yearly average of 17MWh. In 2017, the average annual electricity consumption per capita in Canada dropped to 14.6 MWh. Quebec had the highest annual consumption at 21 MWh per capita, while Nunavut had the least, 6.1 MWh per capita. In 2018, electricity generation accounted for 9% of Canada's emissions, a 32% decrease from 1990.

История

Электричество имеет большое значение для экономики и политики Канады с конца XIX века. В 1890-х годах три компании боролись за освоение канадского Ниагарского водопада. После Первой мировой войны были созданы провинциальные энергоснабжающие предприятия. Государственные компании сосредоточились на электрификации сельской местности и развитии гидроэлектроэнергетики.

Организация

Сектор электроэнергетики в Канаде организован по провинциальным и территориальным принципам в рамках их юрисдикции над природными ресурсами. Все провинции и территории учредили органы регулирования в сфере коммунальных услуг и регулируют тарифы на передачу и распределение электроэнергии. Процесс либерализации 1990-х годов изменил некоторые параметры, такие как разделение функций генерации, передачи и распределения у действующих энергоснабжающих компаний, с целью стимулирования конкуренции на оптовом рынке или, как в случае крупных экспортеров, таких как Квебек и Британская Колумбия, для соответствия требованиям приказа № 888 Федеральной комиссии по регулированию энергетики (FERC) и другим правилам рынков США. Большинство провинциальных правительств по-прежнему сохраняют значительную финансовую заинтересованность в качестве операторов на рынках электроэнергии. В большинстве провинций и территорий энергоснабжающие компании представляют собой вертикально интегрированные государственные корпорации, действующие как регулируемые монополии. Это в полной мере относится к Нью-Брансуику, Квебеку, Манитобе, Саскачевану, Британской Колумбии и Нунавуту. Вторая модель предполагает государственную корпорацию в качестве крупного производителя электроэнергии или в сфере передачи, наряду с частным дистрибьютором, как в Ньюфаундленде и Лабрадоре, Юконе, Северо-Западных территориях и, в меньшей степени, на острове Принца Эдуарда. Новая Шотландия предоставила компании Nova Scotia Power фактическую монополию, когда в 1992 году она избавилась от своих инвестиций в сектор. Однако, существует около полудюжины небольших муниципальных электроснабжающих предприятий Новой Шотландии, которые имеют право закупать электроэнергию у других сторон или производить ее самостоятельно. В Новой Шотландии действует программа поддержки малых производителей электроэнергии (feed-in tariff). Две провинции, Онтарио и Альберта, в разной степени дерегулировали свою электроэнергетическую отрасль за последнее десятилетие. Обе провинции управляют рынками электроэнергии, но между этими двумя системами существуют значительные различия. Рынок Онтарио является гибридным, при котором Управление электроэнергетики Онтарио (теперь объединенное с IESO) заключает контракты на поставку, осуществляет комплексное планирование системы и регулирует цены для большей части генерации и потребления электроэнергии в Онтарио. Канадская комиссия по ядерной безопасности осуществляет надзор за ядерной безопасностью. Оттава и провинции совместно осуществляют юрисдикцию над такими экологическими вопросами, как загрязнение воздуха и выбросы парниковых газов. Кроме того, крупные гидроэнергетические проекты запускают федеральные процедуры экологической оценки, поскольку правительство Канады имеет право регулировать водные пути и рыбные ресурсы. Энергоемкие предприятия, такие как алюминиевая промышленность и целлюлозно-бумажная промышленность, в течение долгого времени инвестировали значительные средства в производство электроэнергии. Одной из таких компаний является Rio Tinto Alcan, которая владеет и управляет 7 гидроэлектростанциями в Квебеке и Британской Колумбии, с общей установленной мощностью 3300 МВт. В последние годы частичная или полная дерегулировка оптового рынка электроэнергии привела к появлению ряда независимых производителей электроэнергии, которые строят и эксплуатируют электростанции и продают электроэнергию в долгосрочной перспективе по соглашениям о покупке электроэнергии сроком до 35 лет, а также в рамках сделок на день вперед и час вперед, где такие рынки существуют.

The electricity sector in Canada is organized along provincial and territorial lines as part of their jurisdiction over natural resources. All provinces and territories have set up utilities boards and regulate transmission and distribution rates. The liberalization process of the 1990s changed some parameters such as the unbundling of generation, transmission and distribution functions of incumbent utilities in order to foster a competitive wholesale market or, as in the cases of large exporters like Quebec and British Columbia, to comply with Order 888 of the Federal Energy Regulatory Commission and other U. S. market rules. Most provincial governments still maintain a strong financial stake as operators in the electrical markets. In a majority of provinces and territories, utilities are vertically integrated Crown corporations operating as regulated monopolies. This is by and large the case in New Brunswick, Quebec, Manitoba, Saskatchewan, British Columbia and Nunavut. A second model involves a Crown corporation as a large generator or in transmission, alongside an investor owned distributor, as in Newfoundland and Labrador, Yukon, the Northwest Territories and, to a lesser degree, Prince Edward Island. Nova Scotia has granted a virtual monopoly to Nova Scotia Power, when it divested its investments in the sector in 1992. However, there remain half a dozen small public electric distributors the Municipal Electric Utilities of Nova Scotia who have the right to buy power from other parties, or generate their own. NS has a feed in tariff program to encourage smaller generators. Two provinces, Ontario and Alberta, have deregulated their electric industry to different degrees over the last decade. Both provinces operate electricity markets, but there are significant differences between the two systems. The Ontario market is a hybrid, with the Ontario Power Authority (now merged with the IESO) "contracting for supply, integrated system planning, and regulated pricing for much of Ontario's generation and load". The Canadian Nuclear Safety Commission has jurisdiction over nuclear safety. Ottawa and the provinces share jurisdiction over environmental issues such as air pollution and greenhouse gas emissions. Also, major hydroelectric developments trigger federal environmental assessment processes, as the Government of Canada has the power to regulate waterways and fisheries. Energy intensive businesses, such as the aluminium smelting and pulp and paper industries have made significant investments over time in power generation. One such company is Rio Tinto Alcan, which owns and operates 7 hydroelectric generating stations in Quebec and British Columbia, with a combined installed capacity of 3,300 MW. In recent years, partial or complete deregulation of the wholesale generation business have created a number of independent power producers, who build and operate power plants and sell over the long term, through power purchase agreements — with terms of up to 35 years — and in day ahead and hour ahead transactions, where such markets exist.

Поколение

В 2013 году Канада выработала 651,8 тераватт-часов (ТВт·ч), что на 10% больше, чем в 2003 году. Около 822 генерирующих станций расположены от Атлантического до Тихого океана, с установленной мощностью 130 543 МВт. Суммарная мощность 100 крупнейших генерирующих станций в Канаде составляет 100 829 МВт. Для сравнения, общая установленная мощность Канады в 2000 году составляла 111 000 МВт. В 2013 году основным видом генерации электроэнергии в Канаде является гидроэнергетика, с долей 60,1%. Далее следуют ядерная энергетика (15,8%), природный газ (10,3%), уголь (10%), энергия ветра (1,8%), мазут (1,2%), биомасса и отходы (0,8%), древесина (0,4%) и солнечная энергия (0,1%). Другие источники, такие как нефтяной кокс, составляют оставшиеся 0,5%. Однако эти данные не учитывают разнообразие структуры генерации в провинциях. Исторически угольные провинции, такие как Альберта (66,9%), Новая Шотландия (58,2%) и Саскачеван (54,8%), в значительной степени полагаются на угольные электростанции. В провинциях, богатых водными ресурсами, таких как Манитоба (99,5%), Квебек (97,2%), Ньюфаундленд и Лабрадор (97,1%) и Британская Колумбия (88,7%), гидроэнергетика обеспечивает основную часть всей выработки электроэнергии. В самой густонаселенной провинции Канады, Онтарио, компания Ontario Hydro развила 11 990 МВт ядерной мощности в период с 1966 по 1993 год, построив 20 реакторов CANDU на трех площадках: Пикеринг, Дарлингтон и Брюс. Нью-Брансуик и, как следствие, остров Принца Эдуарда, который закупает 96% своей электроэнергии у соседней провинции, имеют диверсифицированный энергетический баланс, включающий ядерный реактор и гидроэлектростанции. Однако провинция зависит от дорогостоящей генерации на мазуте. Разбивка по электрогенерационным мощностям провинций и территорий Канады приведена ниже. Данные представлены в мегаваттах (МВт) и гигаватт-часах (ГВт·ч). В таблицах ниже используются данные Statistics Canada за 2010 год.

Общая выработка по типам

+ Производство электроэнергии по источникам и провинциям/территориям, 2011 Тип Канада ГВт·чГидро227 366,614 708,50380,21 442,375 162,616 992,915 226,62 248,71 269,924 699,8165,9101,10Ветровая19,815,171 353,5374,8349,74 088,84 692,2401,3295,71 773,51 101,508,70Приливная00000 0Солнечная1 613,80,30,81 405,10,114,410Ископаемое топливо69 249,8532,92,22 762,7897,3820,25 257,646,70,0226 166,42 249,937,916 877,1Ядерная56 307,32 430,137 540,40Другие74,500000028,121,900Итого электроэнергии374 427,115 241,4356 3517,75 119,480 072,465 888,215 674,72 572,529 246,128 052,2203,8278,877,1

Коммунальные предприятия производство топлива

Электроэнергия, произведенная из топлива на тепловых электростанциях, по провинциям и территориям, 2010 год.

Топливо | Канада | ГВтч
------- | -------- | --------
Всего твердого топлива | 78 983,0 | 0 | 4,3 | 8 000,9 | 3 072,0 | 846,9 | 12 854,6 | 44,4 | 12 084,2 | 41 463,7 | 603,5 | 0 | 0 | 0
Уголь | 74 300,0 | 0 | 0 | 6 791,8 | 2 081,0 | 0 | 12 285,4 | 44,4 | 12 084,2 | 41 013,1 | 0 | 0 | 0 | 0
Древесина | 2 306,5 | 0 | 2,4 | 184,0 | 0 | 660,5 | 405,4 | 0 | 0 | 450,6 | 603,5 | 0 | 0 | 0
Петрококс | 2 024,3 | 0 | 0 | 1 033,4 | 990,9 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0
Другое твердое топливо | 352,1 | 0 | 1,9 | 0 | 0 | 186,4 | 163,8 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0
Всего жидкостей | 3 057,8 | 915,2 | 0,5 | 49,9 | 1 307,2 | 367,6 | 60,6 | 17,0 | 17,7 | 12,6 | 62,6 | 25,0 | 61,1 | 161,9
Нефтепродукты | 3 057,7 | 915,2 | 0,5 | 49,9 | 1 307,2 | 367,6 | 60,6 | 17,0 | 17,7 | 12,5 | 62,6 | 25,0 | 61,1 | 161,9
Пропан | 0,1 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0,1 | 0 | 0 | 0 | 0
Другое жидкое топливо | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0
Всего газа | 34 512,6 | 0 | 0 | 2 274,7 | 1 873,4 | 326,2 | 15 020,1 | 22,9 | 3 309,2 | 10 775,6 | 1 856,5 | 0 | 27,5 | 0
Природный газ | 34 512,6 | 0 | 0 | 2 274,7 | 1 836,5 | 199,7 | 15 020,1 | 22,9 | 3 309,2 | 10 234,4 | 1 856,5 | 0 | 27,5 | 0
Метан | 0 | 0 | 0 | 0 | 4,6 | 59,6 | 0 | 0 | 0 | 51,7 | 0 | 0 | 0 | 0
Другое газообразное топливо | 0 | 0 | 0 | 0 | 32,3 | 66,9 | 0 | 0 | 0 | 489,5 | 0 | 0 | 0 | 0
Уран | 85 526,6 | 0 | 0 | 0 | 0 | 3 551,6 | 81 975 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0
Пар от вторичного тепла | 6 179,7 | 0 | 0 | 0 | 680,7 | 0 | 2 716,4 | 0 | 627,6 | 1 504,4 | 650,6 | 0 | 0 | 0

Примечание: Онтарио отказалась от использования угля в 2014 году.

Электричество на человека и по источникам энергии

Электричество на человека в Канаде (кВтч/чел.) Используйте "Производство Экспорт". % ископаемый ядерный Ядерный. % Прочие ВИЭ* Био+отходы Ветер Не использование ВИЭ* ВИЭ %* 2004 18,408 18,733 −326 −1.8 % 4,912 2,829 15.4% 10,720 272 7,416 59.7% 2005 18,729 19,467 −738 −3.9 % 5,019 2,852 15.2% 11,315 281 7,133 61.9% 2006 18,281 19,216 −935 −5.1 % 4,740 2,862 15.7% 11,317 297 6,667 63.5% 2008 18,111 19,092 −981 −5.4 % 4,653 2,834 15.6% 11,333 272 6,506 64.1% 2009 17,507 18,566 −1,059 −6 % 4,572 2,696 15.4% 10,942 239 113 6,213 64.5% * Прочие ВИЭ – гидроэнергия, солнечная и геотермальная энергия, а также ветроэнергия до 2008 года. * Не использование ВИЭ = потребление – производство электроэнергии из возобновляемых источников. * ВИЭ % = (производство ВИЭ / потребление) * 100%. Примечание: ЕС рассчитывает долю возобновляемых источников энергии в валовом потреблении электроэнергии. В 2009 году канадское производство электроэнергии составляло 18 566 кВтч на человека, а внутреннее потребление – около 94% производства (17 507 кВтч/чел.). В 2008 году средний показатель по ОЭСР составлял 8991 кВтч/чел. 64,5% внутреннего потребления электроэнергии в Канаде производилось из возобновляемых источников. Потребление электроэнергии, произведенной из невозобновляемых источников, то есть из ископаемых и ядерных, в Канаде в 2009 году составило 6213 кВтч/чел., соответственно в Великобритании – 5579; Германии – 5811; Дании – 4693; Испании – 4553; Финляндии – 11 495 и США – 12 234. Электросети в основном ориентированы с севера на юг, поскольку большинство населенных пунктов в Канаде сосредоточены в южных регионах вдоль американской границы, в то время как крупнейшие гидроэлектростанции расположены в малонаселенных районах на севере. Эта особенность вынудила канадские энергокомпании внедрять инновации. В ноябре 1965 года Hydro Québec ввела в эксплуатацию первую ЛЭП 735 кВ переменного тока, соединяющую проект Manic Outardes с подстанцией Lévis. В 1972 году Manitoba Hydro соединила генераторы, входящие в состав гидроэлектростанции реки Нельсон, с районом Виннипега через линию электропередачи постоянного тока высокого напряжения – Nelson River Bipole. Канадские сети передачи в значительной степени интегрированы с энергосистемой США. Интеграция и торговля с США более тесные, чем между провинциями Канады. Энергоснабжающие компании провинций, граничащих с Соединенными Штатами, участвуют в региональных организациях по обеспечению надежности, таких как North American Electric Reliability Corporation (NERC); Морские провинции, Квебек и Онтарио входят в состав Northeast Power Coordinating Council (NPCC) вместе с энергокомпаниями Новой Англии и штата Нью-Йорк, Манитоба участвует в Midwest Reliability Organization (MRO), а Альберта и Британская Колумбия связаны с Western Electricity Coordinating Council (WECC). Энергоснабжающие компании по всей Канаде делают значительные инвестиции в обслуживание устаревшей инфраструктуры и строительство новых линий электропередач и подстанций для подключения новых источников генерации к объединенной энергосистеме. Например, в 2009 году Онтарио потратил 2,3 млрд долларов США на серию проектов по передаче энергии, направленных на подключение новых мощностей возобновляемых источников, стимулируемых Законом о зеленой энергии. В Альберте AESO в 2008 году рекомендовала строительство кольцевой системы 240 кВ стоимостью 1,83 млрд долларов США в южной части провинции для интеграции до 2700 МВт новых ветрогенерационных мощностей. В Квебеке Hydro Québec TransÉnergie представила инвестиционный план на сумму 1,47 млрд долларов США для подключения 2000 МВт новых ветрогенерационных мощностей, которые должны быть введены в эксплуатацию в период с 2011 по 2015 год.

Electricity per person in Canada (kWh/ hab.) Use Production Export Exp. % Fossil Nuclear Nuc. % Other RE* Bio+waste Wind Non RE use* RE %* 2004 18,408 18,733 −326 −1.8 % 4,912 2,829 15.4% 10,720 272 7,416 59.7% 2005 18,729 19,467 −738 −3.9 % 5,019 2,852 15.2% 11,315 281 7,133 61.9% 2006 18,281 19,216 −935 −5.1 % 4,740 2,862 15.7% 11,317 297 6,667 63.5% 2008 18,111 19,092 −981 −5.4 % 4,653 2,834 15.6% 11,333 272 6,506 64.1% 2009 17,507 18,566 −1,059 −6 % 4,572 2,696 15.4% 10,942 239 113 6,213 64.5% * Other RE is waterpower, solar and geothermal electricity and windpower until 2008* Non RE use = use – production of renewable electricity * RE % = (production of RE / use) * 100% Note: EU calculates the share of renewable energies in gross electrical consumption. In 2009 the Canadian production of electricity was 18,566 kWh per person and domestic use about 94% of production (17,507 kWh/person). In 2008 the OECD average was 8,991 kWh/person. 64.5% of Canadian domestic electricity use was produced with the renewable sources. The non renewable electricity use, i. e. fossil and nuclear, in Canada in 2009 was 6,213 kWh/person, respectively in UK 5,579; Germany 5,811; Denmark 4,693; Spain 4,553; Finland 11,495 and the United States 12,234. The grids generally follow north south orientations since most population centres in Canada are concentrated in southern regions along the American border while the largest hydroelectric stations are located in sparsely inhabited areas to the north. This particular situation forced Canadian utilities to innovate. In November 1965, Hydro Québec commissioned the first 735 kV AC power line linking the Manic Outardes project to the Lévis substation. In 1972, Manitoba Hydro connected generating stations part of the Nelson River Hydroelectric Project to the Winnipeg area through a high voltage direct current power line, the Nelson River Bipole. The Canadian transmission networks are largely integrated to the US power grid. There is greater integration and trade with the US than there is between Canada's provinces. The transmission utilities of provinces sharing a border with the United States are taking part in regional reliability organizations such as the North American Electric Reliability Corporation (NERC); the Maritime provinces, Quebec and Ontario are part of the Northeast Power Coordinating Council (NPCC) with utilities in New England and in New York State, Manitoba participates in the Midwest Reliability Organization (MRO), while Alberta and British Columbia are linked to the Western Electricity Coordinating Council (WECC). Utilities across Canada are making large investments in the maintenance of ageing infrastructure and in the construction of new power lines and substations to connect new generation sources to the bulk power system. For instance, in 2009 Ontario spent $2.3 billion on a series of transmission projects aimed at connecting new renewable capacity fostered by the Green Energy Act. In Alberta, the AESO recommended in 2008 the construction of a $1.83 billion, 240 kV looped system in the southern part of the province to integrate up to 2,700 MW of new wind generation. In Quebec, Hydro Québec TransÉnergie filed a $1.47 billion investment plan to connect 2,000 MW of new wind generation scheduled to come on stream between 2011 and 2015.

Альберта

Альберта стала первой канадской провинцией, внедрившей дерегулированный рынок электроэнергии. Рынок был создан в 1996 году после принятия Закона об электроэнергетике в предыдущем году. Местные распределительные компании, принадлежащие инвесторам или муниципалитетам, сохранили обязательство по поставкам, а 6 крупнейшим энергокомпаниям была выделена доля в выработке существующих генераторов по фиксированной цене. Провинция перешла к полному розничному доступу в 2001 году, а в 2003 году был создан спотовый рынок под управлением Alberta Electric System Operator. После жалоб потребителей на высокие цены в 2000 году правительство ввело регулируемый тарифный план (RRO) для защиты потребителей от колебаний цен. В 2007 году уголь по-прежнему составлял 73,8% электроэнергии, вырабатываемой коммунальными предприятиями, за ним следовал природный газ с показателем 20,6%. Установленная мощность достигла 12 834 МВт в 2009 году, при этом основную часть генерационного парка провинции составляли угольные электростанции (5 692 МВт) и газовые электростанции (5 189 МВт). Недавние добавления в энергосистему увеличили мощность ветровых электростанций до 657 МВт, а гидроэлектростанций – до 900 МВт. В ноябре 2015 года правительство объявило о поэтапном отказе от использования угля к 2030 году. Выработка электроэнергии на угольных электростанциях в Альберте планируется к полному прекращению к концу 2023 года.

Британская Колумбия

BC Hydro была создана в 1961 году, когда правительство Британской Колумбии при премьер-министре В. А. С. Беннетте приняло закон о BC Hydro. Этот закон привел к объединению BC Electric Company и BC Power Commission и созданию British Columbia Hydro and Power Authority (BCHPA). BC Hydro является основным поставщиком электроэнергии, обслуживающим 1,8 миллиона потребителей в большинстве районов, за исключением региона Кутенэй, где FortisBC, дочерняя компания Fortis Inc., напрямую предоставляет электроэнергию 111 000 потребителям и снабжает муниципальные предприятия в этом же районе. В период с 1960 по 1984 год BC Hydro завершила шесть крупных проектов по строительству гидроэлектростанций, включая плотину имени В. А. С. Беннетта мощностью 2730 МВт и гидроэлектростанцию имени Гордона М. Шрума, а также гидроэлектростанцию Peace Canyon на реке Мир, Мика и Ревелстоук на реке Колумбия, канал Кутенэй на реке Кутенэй и плотину Seven Mile на реке Пенд-д'Орейл. Строительство третьей плотины и гидроэлектростанции мощностью 900 МВт на реке Мир, плотины Site C возле Форт-Сент-Джон, обсуждалось на протяжении десятилетий и было отклонено в начале 1990-х годов. В апреле 2010 года правительство Британской Колумбии объявило о переходе проекта на стадию регуляторной экспертизы. Уведомление о начале строительства Site C в 2015 году было опубликовано в июле 2015 года. Плотина Ревелстоук, построенная в 1984 году, стала последней новой плотиной, построенной BC Hydro. Либеральное правительство провинции стимулировало строительство множества небольших гидроэлектростанций частными компаниями. По состоянию на апрель 2010 года было заключено 63 долгосрочных соглашения о покупке электроэнергии с независимыми производителями электроэнергии общей мощностью 2629 МВт и объемом 10,3 ТВтч. В 2015 году гидроэнергия составляла 87% от общего объема производства электроэнергии, остальная часть приходилась на биомассу, ветровую и некоторую природную энергию. BC Hydro через Powerex торгует электроэнергией на восток с Альбертой и на юг во все западные штаты США через Pacific Intertie. В 2014 году BC импортировала наибольший объем электроэнергии в Канаде (9700 МВтч) из Western Interconnection в США, которая на 60% работает на ископаемом топливе. BC Hydro обычно импортирует электроэнергию в периоды вне пиковой нагрузки, когда тепловые электростанции в США и Альберте имеют избыток мощности для продажи, а затем экспортирует гидроэнергию в периоды пиковой нагрузки, когда цены выше.

BC Hydro was created in 1961 when the government of British Columbia, under Premier W. A. C. Bennett, passed the BC Hydro Act. This act led to the amalgamation of BC Electric Company and the BC Power Commission, and the creation of the British Columbia Hydro and Power Authority (BCHPA). BC Hydro is the main electric distributor, serving 1.8 million customers in most areas, with the exception of the Kootenay region, where FortisBC, a subsidiary of Fortis Inc. directly provides electric service to 111,000 customers and supplies municipally owned utilities in the same area. Between 1960 and 1984, BC Hydro completed six large hydro electric generating projects, including the 2,730 MW W. A. C. Bennett Dam and Gordon M. Shrum Generating Station and Peace Canyon on the Peace River, Mica and Revelstoke on the Columbia River, Kootenay Canal on the Kootenay River and Seven Mile Dam, on the Pend d'Oreille River. A third dam and 900 MW generating station on the Peace River, the Site C dam near Fort St. John, has been discussed for decades and was rejected in the early 1990s. In April 2010, the British Columbia government announced moving the project to a regulatory review phase. A notice of Site C construction commencing in 2015 was issued July 2015. Revelstoke Dam built in 1984 was the last new dam built by BC Hydro. The province's Liberal government has promoted the construction of a slew of small scale hydro projects by private businesses. As of April 2010, 63 long term power purchase agreements have been signed with independent power producers for 2,629 MW of capacity and 10.3 TWh of energy. In 2015 Hydropower made up 87% of total generation, the rest being biomass, wind and some natural gas. BC Hydro via Powerex trades electricity eastward with Alberta and south to all of the western US through the Pacific Intertie. In 2014 BC had the largest volume of electricity imports in Canada (9700 Mwh), from the Western Interconnection in the US which is 60% fossil fueled. BC Hydro typically imports power during off peak hours when thermal plants in the US and Alberta have excess power for sale, then exports hydropower during peak hours when prices are higher.

Манитоба

Manitoba Hydro – это государственная корпорация, отвечающая за производство, передачу и распределение электроэнергии в Манитобе. Ее установленная мощность, по состоянию на 2015 год, составляет 5701 МВт, большая часть которой вырабатывается на 15 гидроэлектростанциях, расположенных на реках Нельсон, Саскачеван, Лори и Виннипег. Компания завершила строительство гидроэлектропроекта Wuskwatim мощностью 200 МВт в партнерстве с народом Нисичавайсихк Кри, первая энергия от которого была получена в июне 2012 года. Благодаря переносу даты завершения проекта на 3 года вперед, Manitoba Hydro рассчитывает получить прибыль от выгодного экспорта в Среднезападные штаты США. В настоящее время коммунальное предприятие строит новую станцию мощностью 695 МВт на реке Нельсон в Кияске, завершение которой ожидается в 2019 году. Компания завершила строительство третьей линии электропередачи постоянного тока высокого напряжения, соединяющей северную Манитобу и район Виннипега. Проект Bipole III включает строительство линии электропередачи протяженностью 1364 км и двух новых преобразовательных подстанций. Параллельно со строительством Кияска, Manitoba Hydro провела исследования еще одного крупного гидроэлектропроекта – станции Conawapa. Новый Брансуик располагает диверсифицированным генерирующим комплексом, включающим в себя мощности, работающие на ископаемом топливе, гидроэлектростанции и атомную энергетику. Основанная в 1920 году, провинциальная коммунальная компания NB Power владела установленной мощностью 3297 МВт по состоянию на 31 марта 2008 года. С тех пор компания вывела из эксплуатации 2 электростанции и планирует окончательно закрыть Далхаузи – нефтеэлектростанцию мощностью 300 МВт. В последнее десятилетие государственная коммунальная компания столкнулась с проблемами, связанными с неудачей плана по переходу двух крупных тепловых электростанций на Оримульсион – тяжелое битумное топливо, производимое венесуэльской государственной нефтяной компанией PDVSA, а также с двухлетней задержкой в проведении среднего ремонта Атомной электростанции Пойнт-Лепрео. В октябре 2009 года правительство провинции подписало меморандум о взаимопонимании с Квебеком о продаже большей части активов NB Power компании Hydro Québec. Эта спорная сделка была отменена в марте 2010 года. С тех пор обсуждаются различные варианты модернизации электроэнергетической инфраструктуры Нью-Брансуика, включая план строительства межсистемного соединения мощностью 500 МВт с Новой Шотландией и предварительное соглашение с французской компанией Areva об оценке целесообразности строительства второй атомной электростанции на площадке Point Lepreau. Однако план расширения атомной энергетики был отложен в течение нескольких часов после избрания правительства Прогрессивных консерваторов во главе с Дэвидом Алвардом в сентябре 2010 года.

Manitoba Hydro is the crown corporation in charge of electricity generation, transmission and distribution in Manitoba. Its installed capacity stands, as of 2015, at 5,701 MW, mostly generated at 15 hydroelectricity generation stations on the Nelson, Saskatchewan, Laurie and the Winnipeg Rivers. The company has completed the 200 MW Wuskwatim hydroelectric project in partnership with the Nisichawayasihk Cree Nation, with first power from the project in June 2012. By advancing the completion date of the project by 3 years, Manitoba Hydro hopes to cash in on lucrative exports in the Midwestern United States. The utility is currently building a new 695 MW station at Keeyask on the Nelson River, expecting completion in 2019. The utility has completed the construction of a third HVDC power line linking northern Manitoba and the Winnipeg area. The Bipole III project involves the construction of a 1,364 km power line and two new converter stations. With Keeyask under construction, Manitoba Hydro has also undertaken studies of one more large hydroelectric project, the Conawapa generation station.]] New Brunswick has a diversified generation mix, featuring fossil fuel, hydroelectric and nuclear capacity. Established in 1920, the provincial utility, NB Power owned 3,297 MW of installed capacity as of March 31, 2008. Since then, the company retired 2 power plants and plans to permanently shut down the 300 MW oil fired Dalhousie generating station. In the last decade, the government owned utility has faced problems with the failure of a plan to switch two of its large thermal facilities to Orimulsion, a heavy bitumen fuel produced by PDVSA, the Venezuelan government oil company, and a 2 year delay in the mid life refit of the Point Lepreau Nuclear Generating Station. In October 2009, the provincial government signed a memorandum of understanding with Quebec to sell most of NB Power's assets to Hydro Québec. The controversial deal was cancelled in March 2010. Since then, a couple of options are discussed to modernize New Brunswick electricity infrastructure, including a plan to build a 500 MW intertie with Nova Scotia and a preliminary agreement with France's Areva to evaluate the feasibility of a second nuclear generating station at the Point Lepreau site. However, the nuclear expansion plan was shelved within hours of the election of a Progressive Conservative government led by David Alward in September 2010.

Ньюфаундленд и Лабрадор

Электричество вырабатывается в Ньюфаундленде и Лабрадоре на 74 электростанциях за счет гидроэлектроэнергии, нефти и возобновляемых источников энергии, таких как ветер, солнечная энергия и биомасса. Общая установленная мощность в 2022 году составила 8636 МВт. Newfoundland and Labrador Hydro, государственная корпорация, имеет установленную генерирующую мощность 8034 МВт и является четвертой по величине энергетической компанией в Канаде. Она владеет и эксплуатирует большую часть генерирующих мощностей провинции, передающую сеть и продает электроэнергию напрямую крупным промышленным потребителям. Компания также обслуживает удаленные населенные пункты, не подключенные к основным энергосетям, в Ньюфаундленде и Лабрадоре. Newfoundland Power, дочерняя компания Fortis Inc. со штаб-квартирой в Сент-Джонсе, является регулируемым поставщиком, обслуживающим 239 000 клиентов, что составляет 85% всех потребителей электроэнергии в провинции. Компания владеет рядом гидроэлектростанций и закупает 90% своей энергии у Newfoundland and Labrador Hydro. Ньюфаундленд и Лабрадор в основном полагается на гидроэнергию для удовлетворения своих потребностей в генерации, дополняя ее тепловой электростанцией Holyrood мощностью 490 МВт, расположенной недалеко от Сент-Джонса. Основная электростанция провинции, Черчилль-Фоллс, мощностью 5428 МВт, была введена в эксплуатацию в период с 1971 по 1974 год. Электростанция принадлежит Churchill Falls Labrador Corporation Limited, совместному предприятию между Newfoundland and Labrador Hydro (65,8%) и Hydro Québec (34,2%). Большая часть выработки электростанции продается по фиксированной цене квебекской энергокомпании в соответствии с 65-летним соглашением о покупке электроэнергии, срок действия которого истекает в 2041 году.

Новая Шотландия

Nova Scotia Power Inc. (NSPI), дочерняя компания Emera, базирующаяся в Галифаксе, является коммунальным предприятием, отвечающим за производство, передачу и распределение электроэнергии в Новой Шотландии. Ранее принадлежавшая правительству, она была приватизирована в 1992 году консервативным правительством премьер-министра Дональда Кэмерона, что в то время считалось крупнейшим первичным публичным размещением акций (IPO) в истории Канады. Из вырученных 816 миллионов долларов «616 миллионов долларов были использованы для рекапитализации Nova Scotia Power путем погашения задолженности предприятия». Установленная мощность NS Power составляет 2293 МВт, ввод в эксплуатацию состоялся в 1978 году. В сентябре 2003 года после прохождения урагана "Хуан" около 700 000 жителей Новой Шотландии остались без электроснабжения на срок до двух недель. Шторм 2-й категории повредил 27 основных линий электропередачи, несколько опор линий электропередачи, 117 распределительных фидеров и 31 крупную подстанцию. Недавно вопрос об инвестициях компании в провинциальную электросеть был поднят на дебатах лидеров во время избирательной кампании 2009 года. Компания получила высокую оценку от премьер-министра Даррелла Декстера за усилия по восстановлению электроснабжения после урагана "Эрл" в сентябре 2010 года. Помимо крупных централизованных компаний, ряд городов Новой Шотландии управляют собственными коммунальными службами. Риверпорт управляет небольшим коммунальным кооперативом, а Луненбург, Махон-Бей, Антигониш, Бервик и Кансо имеют собственные общественные электрораспределительные сети.

Онтарио

Электричество в Онтарио вырабатывается с использованием ядерной энергии, гидроэлектроэнергии, природного газа и возобновляемых источников, таких как ветер, солнечная энергия и биомасса. Общее производство в 2017 году составило 132,1 ТВтч (т.е. 132,1 млрд кВтч). Различные источники генерации, использованные в 2017 году, показаны на круговой диаграмме справа. В апреле 2014 года Онтарио исключил уголь в качестве источника производства электроэнергии. Текущую структуру генерации можно посмотреть на веб-странице Независимого оператора электроэнергетической системы (IESO). Как отмечалось выше, общая выработка электроэнергии в Онтарио в 2017 году составила 132,1 ТВтч. Добавление импорта в объеме 6,6 ТВтч и вычитание экспорта в объеме 19,1 ТВтч дают 119,6 ТВтч потребления в пределах Онтарио. При предполагаемой численности населения в 14 193 384 человека в 2017 году, потребление электроэнергии на человека в Онтарио в 2017 году составило 9 307 кВтч в год, или около 60% среднего канадского показателя, представленного в таблице «Электроэнергия на человека и по источнику», показанной ранее в этой статье. (Обратите внимание, что эта цифра включает все виды потребления – коммерческое, промышленное, институциональное и бытовое – и относится к точке производства, т.е. до вычета потерь при передаче и распределении.) Потребление на человека в Онтарио может быть ниже, чем в среднем по стране, поскольку природный газ более доступен и имеет значительное ценовое преимущество для отопления. Онтарио считается энергосистемой с летним пиком нагрузки с 2000 года, однако из-за особенно холодных зимних температур и умеренных летних температур Онтарио имел зимний пик нагрузки в 2014 году. В своем 18-месячном прогнозе, опубликованном в сентябре 2014 года, Независимый оператор электроэнергетической системы (IESO) прогнозирует зимний пик нагрузки 2014–2015 годов в 22 149 МВт при нормальных погодных условиях и летний пик нагрузки 2015 года в 22 808 МВт, также при нормальных погодных условиях. Рекордный спрос на электроэнергию в Онтарио был зафиксирован 1 августа 2006 года, когда пик спроса достиг 27 005 МВт. (См. статью о североамериканской волне жары 2006 года.) В целом, Онтарио является чистым экспортером электроэнергии. Онтарио импортирует электроэнергию, в основном из соседних провинций Квебек и Манитоба (обе из которых в основном являются гидроэлектростанциями), и экспортирует электроэнергию, в основном в Мичиган и штат Нью-Йорк, а также природный газ в случае Нью-Йорка. В 2017 году валовой экспорт Онтарио составил 19,1 ТВтч. Онтарио импортирует природный газ из Соединенных Штатов и западной Канады. Если бы все выбросы углерода, связанные с производством электроэнергии на основе природного газа, были отнесены к экспорту, почти вся электроэнергия, потребляемая в Онтарио, поступала бы из источников, не содержащих углерод или углеродно-нейтральных. (Однако следует отметить, что производство природного газа не обязательно совпадает с экспортом, и иногда приходится эксплуатировать газовые электростанции из-за региональных ограничений в области передачи, а также в качестве резервной мощности для ветрогенерации, которая является прерывистой и несколько непредсказуемой.) Онтарио сделала ставку на ядерную энергетику в 1970-х и 1980-х годах, построив 3 крупных ядерных объекта и 18 реакторов CANDU, которые в 2013 году обеспечили 59% производства электроэнергии в провинции, или киловатт-часов, эквивалентных 65% потребляемой электроэнергии в провинции. Завершение строительства Дарлингтонской атомной электростанции в 1993 году «по стоимости, в несколько раз превышающей первоначальные оценки», привело к значительному повышению тарифов и пересмотру политики Онтарио в области электроэнергетики. Три основных документа, Консультативный комитет по конкуренции в электроэнергетической системе Онтарио (1996) во главе с бывшим федеральным министром Дональдом Макдональдом, правительственная Белая книга по электроэнергетической политике (1997) и отчет Комитета по разработке рынка (1999) проложили путь к серьезной реформе отрасли. В апреле 1999 года Ontario Hydro была разделена на пять преемников: Ontario Power Generation (OPG), отвечающую за генерацию; Hydro One, коммунальную компанию по передаче и распределению; Независимый оператор рынка, ответственный за работу дерегулированного оптового рынка электроэнергии в провинции; Управление по электробезопасности и Финансовая корпорация Ontario Electricity, отвечающая за $38,1 млрд. долгов, деривативов и других обязательств бывшего интегрированного государственного предприятия. В 2001 году OPG сдала в аренду крупнейшую электростанцию Канады, атомную электростанцию Брюс, частному консорциуму во главе с British Energy, сократив свою долю на рынке электроэнергии провинции до 70%. Правительство открыло конкурентный рынок 1 мая 2002 года, но волны жары и засухи летом 2002 года привели к резкому росту оптовых цен до пика в 4,71 долл. США/кВтч в июле и 10,28 долл. США/кВтч в сентябре. Столкнувшись с резкой критикой со стороны потребителей, правительство Эрни Ивса объявило о замораживании цен для малых потребителей, оставив оптовый рынок нетронутым, 11 ноября 2002 года. В апреле 2009 года законодательное собрание Онтарио приняло Закон о зеленой энергии, устанавливающий тарифы на электроэнергию из возобновляемых источников и упрощающий процесс утверждения новых объектов генерации. Через два месяца после принятия закона Онтарио объявила о приостановке конкурсного процесса закупки 2 новых ядерных реакторов на Дарлингтонской АЭС, ссылаясь на стоимость, которая позже была оценена в 26 миллиардов долларов. Критики правительственной стратегии утверждают, что закон приведет к повышению цен на электроэнергию и подорвет надежность системы, а также противопоставит некоторых местных жителей разработчикам ветроэнергетики. Влияние закона было заметным с точки зрения влияния на цены для конечных потребителей. С 2009 года цены на электроэнергию выросли на 95% для домовладельцев и на 115% для малого бизнеса в провинции Онтарио. По состоянию на июнь 2018 года установленная мощность ветряных электростанций Онтарио составляла 4 412 МВт. По состоянию на 2010 год установленная мощность ветряных электростанций Онтарио составляла более трети от общей мощности Канады.

Electricity is generated in Ontario from nuclear power, hydroelectric power, natural gas and renewables such as wind, solar and biomass. Total production in 2017 was 132.1 TWh (i. e. 132.1 billion kWh.) The various sources of generation used in 2017 are shown in the pie chart to the right. In April 2014, Ontario eliminated coal as a source of electricity generation. The generation mix for the current hour can be viewed at the Independent Electricity System Operator (IESO) webpage. As noted above, total electricity production in Ontario 2017 was 132.1 TWh. Adding imports of 6.6 TWh and subtracting exports of 19.1 TWh leaves 119.6 TWh usage within Ontario. With an estimated 2017 population of 14,193,384, electricity usage per person in Ontario in 2017 was 9,307 kWh per year, or about 60% of the Canadian average shown in the table Electricity per person and by power source displayed earlier in this article. (Note that this number includes all use—commercial, industrial and institutional use as well as household use—and it is at the point of production, i. e. before subtracting transmission and distribution losses.) Usage per person in Ontario may be lower than the national average because natural gas is more widely available and has a significant cost advantage for heating. Ontario has been considered a summer peaking grid since 2000, however due to particularly cold winter temperatures and moderate summer temperatures, Ontario was winter peaking in 2014. In its 18 Month Outlook issued September 2014, the Independent Electricity System Operator (IESO) predicts a winter 2014–2015 peak of 22,149 MW under a normal weather scenario, and a summer 2015 peak of 22,808 MW, also under a normal weather scenario. The all time record for Ontario demand was set on August 1, 2006, when peak demand for electricity reached 27,005 megawatts. (See 2006 North American heat wave.) Overall, Ontario is a net exporter of electricity. Ontario imports electricity, primarily from its neighbouring provinces of Quebec and Manitoba (both of which are primarily hydroelectric systems), and exports electricity, primarily to Michigan and New York State, and natural gas in the case of New York. In 2017, Ontario's gross exports were 19.1 TWh, Ontario imports natural gas from the United States and from western Canada.) If all the carbon emissions associated with natural gas fueled generation were allocated to the exports, almost all the electricity consumed within Ontario would be from non carbon or carbon neutral sources. (Note however that the natural gas generation is not necessarily coincident with exports and natural gas plants sometimes need to be operated due to regional transmission constraints, and as backup for wind generation which is intermittent and somewhat unpredictable.) Ontario embraced nuclear power in the 1970s and 1980s, building 3 major nuclear facilities and 18 CANDU reactors, which in 2013 provided 59% of the province's electricity production, or kilowatt hours equal to 65% of the electricity consumed within the province. The completion of the Darlington Nuclear Generating Station in 1993, "at a cost several times the original estimates", caused huge rate increases and a reassessment of Ontario's electricity policy. Three major policy documents, the Advisory Committee on Competition in Ontario's Electricity System (1996), chaired by former federal minister Donald Macdonald, a government White Paper on electricity policy (1997) and the Market Design Committee report (1999) paved the way for a major overhaul of the industry. In April 1999, Ontario Hydro was split into five successor companies: Ontario Power Generation (OPG), in charge of generation; Hydro One, a transmission and distribution utility; the Independent Market Operator, responsible for the operation of a deregulated wholesale electric market in the province; the Electrical Safety Authority and the Ontario Electricity Financial Corporation, in charge of the $38.1 billion stranded debt, derivatives and other liabilities of the former integrated public utility. In 2001, OPG leased Canada's largest power plant, the Bruce Nuclear Generating Station to Bruce Power, a private consortium originally led by British Energy, reducing its share of the provincial generation market to 70%. The government opened the competitive market on May 1, 2002, but heat waves and droughts in the summer of 2002 caused wholesale prices to soar to peaks of $4.71/kWh in July and $10.28/kWh in September. Faced with bitter complaints from consumers, the Ernie Eves government announced a price freeze for small customers while leaving the wholesale market intact, on November 11, 2002. In April 2009, the Ontario legislature passed the Green Energy Act establishing feed in tariffs for power from renewable sources and streamlining the approval process for new generation sites. Two months after passing the bill, Ontario announced the suspension of a competitive process for the purchase of 2 new nuclear reactors at Darlington, citing the price tag, later evaluated at $26 billion. Critics of the government strategy stress the Act will increase the price of electricity and undermine the system's reliability, while pitting some local residents against wind developers. The impact of the Act has been notable in terms of the price impact on end consumers. Since 2009, electricity prices have risen by 95% for homeowners and by 115% for small businesses in the province of Ontario. As of June 2018, Ontario's wind capacity stood at 4,412 MW. As of 2010, Ontario's wind capacity represented more than a third of Canada's total.

Остров Принца Эдуарда

Остров Принца Эдуарда – единственная канадская провинция, не имеющая гидроэлектростанции. Провинция в значительной степени зависит от импортируемой электроэнергии, вырабатываемой электростанциями NB Power в Нью-Брансуике. Два подводных кабеля электропередачи обеспечивают более 80% потребностей провинции в электроэнергии. С начала 2000-х годов правительство провинции продвигает остров как благоприятное место для строительства ветровых электростанций. Maritime Electric, дочерняя компания Fortis Inc., базирующейся в Сент-Джонсе, управляет интегрированной коммунальной системой, обслуживающей большую часть провинции, за исключением города Саммерсайд, который обеспечивает электроснабжение своих жителей с 1920 года. Обе компании владеют и эксплуатируют дизельные электростанции, используемые для покрытия пиковых нагрузок или в аварийных ситуациях. Тарифы на электроэнергию в Шарлоттауне являются самыми высокими среди 12 крупных канадских городов, включенных в ежегодный обзор тарифов на электроэнергию в Северной Америке, проводимый Hydro Québec. Согласно обзору, жилой потребитель, использующий 1000 кВтч в месяц, заплатит 17,29 цента за кВтч, что в два с половиной раза превышает тарифы для потребителей в Монреале, Виннипеге или Ванкувере. Ведутся переговоры с Hydro Québec и другими поставщиками, включая текущего поставщика NB Power.

Квебек

В секторе электроэнергетики Квебека доминирует крупнейшая коммунальная компания Канады, Hydro Québec, принадлежащая правительству. С установленной мощностью 36 810 МВт, включая 34 118 МВт гидроэнергии, в 2009 году компания произвела и приобрела 203,2 ТВтч электроэнергии, что составляет почти треть всей электроэнергии, выработанной в Канаде. Благодаря низким затратам на производство, благоприятным процентным ставкам и высоким экспортным ценам, Hydro Québec выплатила 10 миллиардов долларов в виде дивидендов правительству Квебека в период с 2005 по 2009 год. С 2003 года компания ввела в эксплуатацию 8 новых гидроэлектростанций общей мощностью 2343 МВт и в настоящее время строит 6 новых электростанций: Eastmain 1 A (768 МВт) и Sarcelle (150 МВт), запланированных к вводу в эксплуатацию в 2012 году, и 4 электростанции на реке Ромен (1550 МВт), которые будут введены в эксплуатацию в период с 2014 по 2020 год. Последний стратегический план Hydro Québec, опубликованный в 2009 году, предусматривает строительство дополнительных 3500 МВт новых генерирующих мощностей, включая 3000 МВт дополнительных гидроэнергетических проектов, к 2035 году. Общие инвестиции компании в генерацию, передачу, распределение и энергоэффективность в период с 2009 по 2013 год, как ожидается, достигнут 25,1 миллиарда долларов. Квебек также планирует увеличить свою мощность ветрогенерации. Энергетическая стратегия правительства 2006 года предусматривает строительство 3500 МВт к 2015 году. Два тендера, объявленных в 2003 и 2005 годах, привели к заключению 22 двадцатилетних соглашений о покупке электроэнергии между Hydro Québec и независимыми производителями электроэнергии общей мощностью 2990 МВт. Третий тендер, ориентированный на небольшие проекты, возглавляемые местными общинами или представителями коренных народов, должен быть завершен к концу 2010 года. В 2013 году провинция получала 99% электроэнергии из возобновляемых источников.

Саскачеван

В 2007 году Саскачеван произвел 12 362 ГВтч электроэнергии на своих угольных электростанциях при общем объеме производства 20 278 ГВтч. SaskPower, государственная коммунальная компания, является основным производителем электроэнергии в провинции. Компания располагает установленной мощностью 3 371 МВт и 17 генерирующими установками. В их числе три угольные электростанции, работающие в базовом режиме (1682 МВт), пять газотурбинных установок (674 МВт), семь гидроэлектростанций (854 МВт) и два ветропарка (161 МВт). Два независимых производителя электроэнергии – когенерационные станции Cory и Meridian – имеют суммарную мощность 438 МВт, а пять установок утилизации вторичных тепловых ресурсов имеют максимальную мощность 31 МВт. Текущее состояние электросистемы потребует значительных инвестиций в ближайшее десятилетие. Ведутся переговоры с Манитобой о строительстве линии электропередачи напряжением 138 кВ между двумя соседними провинциями. В Северном Баттлфорде ведется строительство новой частной газотурбинной установки в комбинированном цикле. Ожидается, что мощность этого объекта в 260 МВт будет введена в эксплуатацию в 2013 году.

Юкон

Yukon Energy Corporation – государственная корпорация, которая вырабатывает большую часть электроэнергии, потребляемой в Юконе. Основным источником генерации является гидроэнергетика, с долей в 93,2% в 2007 году. Она дополняется ветряной турбиной в Уайтхорсе и дизельными генераторами в отдаленных населенных пунктах. В Юконе существуют две отдельные энергосистемы. Ни одна из них не подключена к общеконтинентальной энергосети. Yukon Electrical Company является основным поставщиком электроэнергии в Юконе. В своей Энергетической стратегии, опубликованной в 2009 году, правительство Юкона заявило о намерении увеличить поставки возобновляемой энергии, в частности гидро- и ветроэнергии, на 20%. Правительство также рассматривает возможность объединения двух основных энергосистем Юкона путем завершения строительства линии электропередачи Carmacks – Stewart. Конкретные сроки пока не определены.

Северо-Западные территории

Хотя Северо-Западные территории не подключены к энергосистеме Северной Америки, на их территории функционируют две электрические сети: одна в районе Йеллоунайфа, другая – в Форт-Смите. В большинстве населенных пунктов электроснабжение осуществляется за счет местных дизельных генераторов. Северо-Западная корпорация электроснабжения (Northwest Territories Power Corporation), принадлежащая правительству, отвечает за производство электроэнергии, а компания Northland Utilities, дочерняя структура ATCO, – за эксплуатацию распределительных сетей.

Нунавут

Qulliq Energy, государственная корпорация, является единственным производителем электроэнергии, обслуживающим Нунавут. В распоряжении Qulliq Energy имеется в общей сложности 25 дизельных генераторов, обеспечивающих электроэнергией 25 населенных пунктов. Территория не подключена к энергосистеме Северной Америки. Qulliq Energy планирует строительство небольшой гидроэлектростанции в заливе Джеймс-Инглет, недалеко от столицы территории, Икалуит, которая в настоящее время обеспечивается двумя дизельными генераторами. Строительство электростанции мощностью 5 МВт, стоимость которой может превысить 200 миллионов долларов, было отложено из-за снижения цен на нефть и финансового кризиса. Начало строительства возможно в 2015 или 2016 году.