Política energética do Canadá - Energy policy of Canada
Consumo total de energia primária do Canadá por combustível em 2015
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O Canadá tem acesso a todas as principais fontes de energia, incluindo petróleo e gás , carvão , energia hidrelétrica , biomassa , solar , geotérmica , eólica , marinha e nuclear . É o segundo maior produtor mundial de urânio , o terceiro maior produtor de hidroeletricidade, o quarto maior produtor de gás natural e o quinto maior produtor de petróleo bruto. Em 2006, apenas a Rússia , a República Popular da China , os Estados Unidos e a Arábia Saudita produziram mais energia total do que o Canadá.
Os Estados Unidos são o principal mercado comercial do Canadá para produtos e serviços de energia. O Canadá enviou cerca de 98% do total de suas exportações de energia para os Estados Unidos em 2015, o que significa que o Canadá é o maior fornecedor de exportações de energia para a maior economia do mundo. O Canadá também exporta quantidades significativas de urânio e carvão para a Ásia, Europa e América Latina.
Apesar de ser um exportador líquido de energia, o Canadá também importa produtos energéticos. US $ 24,5 bilhões em produtos energéticos foram importados em 2004.
O Canadá tem um perfil de energia robusto com recursos abundantes e diversos. As políticas de energia e clima no Canadá estão inter-relacionadas. Essas políticas de energia e clima são implementadas nos governos federal e provincial. O governo federal é responsável por estabelecer objetivos para todo o país e os governos provinciais são responsáveis por fazer cumprir esses objetivos e desenvolver os métodos para alcançá-los. Em 2015, os governos federal e provincial criaram um acordo nacional de cooperação para impulsionar a indústria de energia do país durante a transição para uma economia de baixo carbono . Os governos provinciais estão desenvolvendo suas próprias estratégias para atingir as metas nacionais. Em 2016, a Estratégia da Ilha do Príncipe Eduardo se tornou uma das primeiras províncias a desenvolver suas próprias estratégias em resposta às metas do acordo federal.
Em 2015, o Canadá pagou US $ 43 bilhões em subsídios de energia pós-impostos , de acordo com um relatório de 2019 do Fundo Monetário Internacional (FMI).
Fundo
"O Canadá tem dependido das importações de energia em grande parte por causa das grandes distâncias que separam as fontes indígenas de abastecimento dos mercados. É, portanto, principalmente como resultado da geografia, e não da geologia, que as questões relativas à importação, exportação e particularmente ao transporte de energia têm preocupados formuladores de políticas de energia. "
- François Bregha. Política energética. 1999.
Aspectos da realidade política e econômica "única" do Canadá afetam suas estratégias federais de energia. O Canadá possui "recursos significativos de petróleo convencional e não convencional, gás natural e hidroeletricidade" e se tornou "um dos maiores produtores de energia do mundo". De acordo com o Canadian Global Affairs Institute (CGAI) de 2015, o "desenho e estrutura" do federalismo canadense resultou em uma "relutância do governo federal em se comprometer com uma visão nacional na maioria das questões de recursos por medo de arriscar capital político em debates com aquelas províncias que resistem ao desenvolvimento cooperativo de recursos ". O Canadá foi um dos poucos países da OCDE que não tinha uma política nacional de energia. Os autores da publicação de 2003, Power Switch: Energy Regulatory Governance in the 21st Century , escreveram que "o Canadá tem um dos arranjos constitucionais mais divididos e descentralizados para energia entre os países industrializados ocidentais".
Desde 1867, as regras do federalismo canadense garantem que "as províncias individuais possuam, comercializem e controlem as exportações de energia" de recursos energéticos contidos dentro de suas próprias fronteiras provinciais. O governo federal é responsável pela infraestrutura entre as províncias, o que inclui gasodutos.
Um dos maiores desafios da política energética do Canadá diz respeito à geografia, não à geologia. A maioria dos consumidores de energia vive em Ontário e Quebec e os principais produtores de energia estão localizados no leste e oeste. As políticas de energia do Canadá tentam reconciliar os interesses econômicos dos consumidores de energia que querem o produto mais barato, com o desafio de transportar produtos energéticos indígenas - como carvão da Nova Escócia no século 19, por exemplo, ou petróleo e gás de Alberta - por longas distâncias a preços competitivos.
No período pós-Confederação, um dos debates mais importantes sobre política energética envolveu os produtores de carvão da Nova Escócia, que buscavam tarifas que protegessem sua indústria contra as importações de carvão mais barato do meio-oeste americano. Os consumidores de carvão na região central do Canadá queriam comércio livre, que garantiria o acesso ao carvão americano mais barato, que envolvia custos de transporte muito mais baixos. Em sua publicação de 1982 intitulada Combustíveis e a Política Nacional , John N. McDougall escreveu que os debates sobre as políticas de energia no Canadá opunham aqueles que propunham mercados livres para produtos energéticos, independentemente da origem nacional, contra aqueles que pediam intervenção governamental por meio de tarifas e outros meios .
Em 1946, a Lei de Controle de Energia Atômica foi aprovada e o Conselho de Controle de Energia Atômica (AECB) foi estabelecido para regulamentar a produção e o uso de urânio no Canadá, sob o comando de William Lyon Mackenzie King . O governo federal assumiu a jurisdição sobre o urânio das províncias.
A Comissão Real de Energia (1957–1959) - a Comissão Borden - estabelecida pelo então Primeiro Ministro, John Diefenbaker , resultou em uma nova legislação - o National Energy Board Act - o "primeiro estatuto federal integrado de energia" do Canadá. Em 1957, produtores de petróleo nas províncias ocidentais buscaram apoio federal para a construção de um oleoduto que lhes proporcionasse acesso aos mercados orientais. Os refinadores de petróleo do leste estavam comprando petróleo barato principalmente do Oriente Médio. Em 1959, o NEB foi aconselhado por um consultor de petróleo de Nova York, Walter J. Levy, a não construir o oleoduto proposto de Edmonton a Montreal. Levy também recomendou que "o petróleo de Alberta deveria ir para os mercados dos EUA".
Em 1961, a Política Nacional do Petróleo (NOP) foi adotada por meio da qual o NEB aceitou as recomendações do Sr. Levy e foi a pedra angular da política energética do Canadá até o fim do NOP em setembro de 1973. O NOP fomentou o crescimento da incipiente indústria do petróleo no oeste do Canadá , que começou com a descoberta de petróleo em Leduc, Alberta, em 1947. De acordo com um artigo de 2009 na Alberta Oil Magazine , o NOP fez "os consumidores comprarem mais petróleo de Alberta e pagar um prêmio sobre os preços internacionais que estavam deprimidos na época. Todos do Canadá a oeste do Rio Ottawa foi reservado como um mercado exclusivo para a produção doméstica por uma proibição federal contra importações mais baratas. " O NOP "estabeleceu um mercado protegido para o petróleo doméstico a oeste do Vale de Ottawa, o que libertou a indústria da competição estrangeira", enquanto as cinco províncias do leste, que incluíam grandes refinarias em Ontário e Quebec, continuaram a depender de importações estrangeiras de petróleo bruto, por exemplo, da Venezuela. Não houve grandes políticas de petróleo e gás durante o resto da década de 1960, um período marcado pelos preços estáveis dos combustíveis devido ao aumento no consumo de petróleo e gás.
Durante a Primeira Divisão de John Diefenbaker de 1957 a 1963, e de seu sucessor, Lester B. Pearson , houve um foco no desenvolvimento crescente de recursos de eletricidade para uso doméstico e exportação para os Estados Unidos e para melhorar os sistemas de transmissão interprovinciais que muitos esperavam se tornaria uma rede elétrica nacional. Em 1963, a administração de Pearson introduziu a Política Nacional de Energia. No entanto, a instalação de linhas de transmissão interprovinciais foi politicamente sensível. Se as políticas federais obrigassem as províncias a obedecê-las, elas seriam acusadas de mão pesada. Algumas províncias preferiram comercializar seu excesso de poder para os Estados Unidos, para escapar do peso percebido do federalismo. Os primeiros-ministros de Newfoundland e Quebec estavam envolvidos em uma disputa de décadas sobre a transmissão de eletricidade do projeto hidrelétrico Muskrat Falls de Newfoundland na parte inferior do rio Churchill através da província de Quebec. O então premier da Terra Nova Smallwood apelou ao primeiro-ministro Pearson para "fortalecer as disposições para a transmissão interprovincial de eletricidade".
Em resposta às crescentes preocupações das províncias sobre os programas de financiamento federal, a Lei de Arranjos Fiscais Federais e Financiamento de Programas Estabelecidos de 1977 foi aprovada, o que deu às províncias mais autonomia. Resultou em significativa descentralização do governo que favoreceu as províncias.
O Programa Nacional de Energia (NEP) de 1980 , que foi introduzido durante a Premiership de Pierre Trudeau , foi uma das "iniciativas políticas mais controversas da história canadense". Foi introduzido pelo governo liberal federal, no contexto da recessão global após a crise de energia da década de 1970 - que incluiu dois grandes choques do preço do petróleo: a crise do petróleo de 1973 e a crise do petróleo de 1979 , de meados da década de 1970 a meados de Na década de 1980, as políticas de energia - particularmente as políticas relacionadas à indústria de petróleo e gás - eram uma questão intergovernamental muito "contenciosa" e de "alto nível", que teve um "efeito deletério nas relações federais-provinciais".
Em 1986, durante a premier de Brian Mulroney , as relações provincial-federal melhoraram com maior cooperação em relação às políticas energéticas, em grande parte porque a situação energética internacional havia mudado. O primeiro-ministro Mulroney firmou três "importantes acordos intergovernamentais no setor de energia". Acordos e acordos federais provinciais incluíam políticas relacionadas à "gestão dos recursos offshore de Newfoundland, precificação e tributação do petróleo nas províncias ocidentais e precificação do gás natural no oeste do Canadá". A NEP foi desmantelada através do Acordo Ocidental, acordo orientado para o mercado que trouxe a total desregulamentação dos preços do petróleo, "aboliu os subsídios à importação, o imposto de exportação sobre petróleo e derivados e o encargo de compensação do petróleo. Também eliminou gradualmente as concessões do PIP e do PGRT . Além disso, os controles foram suspensos sobre as exportações de petróleo. "
Outros acordos e acordos importantes entre as províncias e o governo federal incluem o Acordo de Comércio Interno (AIT) de 1994, o Acordo Quadro da União Social de 1999 (SUFA) e o Conselho da Federação de 2003 (COF).
A produção de energia, o marketing de recursos energéticos, o investimento de capital no setor de energia, as questões ambientais, as relações entre os povos das Primeiras Nações são mais complexos devido à natureza do federalismo canadense. Ao longo da história do Canadá, os poderes e políticas federais flutuaram entre a centralização e a descentralização. Em 2015, o Canadá enfrentou um dilema cada vez mais profundo em relação ao potencial de exportação de energia.
Em 2014, sob o governo de Stephen Harper , o governo federal se concentrou em três princípios básicos subjacentes às suas políticas de energia - orientação para o mercado, "respeito pela autoridade jurisdicional e o papel das províncias" e, quando necessário, "intervenção direcionada no processo de mercado para alcançar objetivos de política específicos por meio de regulamentação ou outros meios. " Em 2014, os Recursos Naturais do Canadá descreveram como acordos e acordos federais-provinciais informaram a política de energia do Canadá, incluindo o Acordo Ocidental sobre preços e tributação de petróleo e gás com as províncias de Alberta, Saskatchewan e Colúmbia Britânica, o Acordo sobre Mercados de Gás Natural e Preços com Alberta, Saskatchewan e British Columbia, e os acordos do Atlântico com a Nova Scotia, Newfoundland e Labrador, que incluíram a criação dos Offshore Boards. Os acordos internacionais que impactam a política energética do Canadá incluem o Acordo de Livre Comércio da América do Norte (Nafta). Em 2014, o NRC listou o National Energy Board (NEB) (1959-2019), a Comissão Canadense de Segurança Nuclear , a Energia Atômica do Canadá Limited e o Programa de Pesquisa e Desenvolvimento Energético como contribuintes para o desenvolvimento da política energética do Canadá.
Durante a premier de Justin Trudeau , o Canadá firmou o Acordo de Parceria Estratégica Canadá-UE em 2018, que inclui o Diálogo de Alto Nível sobre Energia (HLED), sobre "questões de política energética, como transparência de mercado, manutenção de uma energia segura, sustentável e competitiva abastecimento, bem como pesquisa e desenvolvimento nas indústrias de energia com foco na "transição para um futuro de baixo carbono, abordando barreiras de mercado e 'financiamento limpo'." inclui "certeza regulatória" com "metas vinculativas de energia renovável e eficiência energética", "planos nacionais de energia e clima", cria um "novo ecossistema energético" e um mercado para combustíveis de transição canadenses (por exemplo, GNL), tecnologias limpas e serviços. "
Durante a campanha eleitoral federal de 2019, tanto os liberais quanto os conservadores "concordaram em tentar cumprir os compromissos existentes de Paris para reduzir as emissões de gases de efeito estufa em 30 por cento até 2030". O presidente de pesquisa do Canadá em política climática e energética, Nicholas Rivers, disse que não há discussão suficiente sobre "tecnologias renováveis como energia eólica, solar e alumínio com emissão zero" no setor elétrico. Rivers disse: "Os governos canadenses têm um péssimo histórico de atingir suas metas climáticas ... O que importa é o impacto que as políticas terão sobre essas emissões ... Devemos ser muito cautelosos, porque não temos muito de dados para analisar em termos de quais serão os efeitos dessas políticas ... As coisas estão mudando mais rapidamente do que imaginávamos. " Rivers disse que "as metas climáticas do governo federal e a indústria de petróleo e gás do Canadá [não] são fundamentalmente incompatíveis". Existe, no entanto, "alguma tensão entre eles".
Em junho de 2018, o Conselho de Energia de Geração da NRCAN apresentou seu relatório intitulado "Transição Energética do Canadá: Alcançando Nosso Futuro Energético, Juntos", que examinou o "futuro energético de longo prazo" do Canadá, "objetivos geracionais", "princípios orientadores" e "potencial caminhos e marcos. " O relatório do Conselho de Energia de Geração da NRC foi informado por um diálogo nacional de 2017, que incluiu um Fórum de Energia de Geração realizado em Winnipeg em outubro, sobre um "futuro energético de baixo carbono". Em dezembro de 2017, o Departamento de Recursos Naturais do Canadá estabeleceu o Conselho de Geração de Energia, composto de "líderes do pensamento em energia com diversas perspectivas e experiência nos sistemas de energia do Canadá" como um acompanhamento do fórum. De acordo com o relatório "Canada's Energy Transition", a dissociação do uso de energia canadense e do crescimento do PIB de 1990 a 2015 foi confirmada por estatísticas que mostram que, durante esse período, o PIB do Canadá cresceu quase 80%, enquanto o uso de energia canadense aumentou apenas 30 por cento.
Em junho de 2016, o primeiro-ministro Trudeau disse que apoiava "os esforços interprovinciais para reduzir as emissões de carbono e enfatizar a hidroeletricidade como fonte de energia". O projeto hidrelétrico Site C de US $ 8,8 bilhões da BC Hydro em Peace River, no nordeste de BC, com conclusão prevista para 2024, forneceria eletricidade a Alberta para diminuir a dependência de Alberta de gás natural e carvão.
Em abril de 2020, durante a pandemia de coronavírus de 2020 , a política energética do primeiro-ministro Trudeau pareceu apaziguar os ambientalistas e a indústria do petróleo. A recessão COVID-19 , o crash do mercado de ações em 2020 e a guerra de preços do petróleo entre a Rússia e a Arábia Saudita em 2020, que resultou no "colapso dos preços do petróleo", deixaram Alberta com seu "maior desafio" na "história moderna da província, ameaçando seu principal indústria e causando estragos em suas finanças. " Ao anunciar uma "série de medidas para apoiar a indústria de petróleo e gás", Trudeau disse que "Só porque estamos em uma crise de saúde não significa que podemos negligenciar a crise ambiental." Algumas das "medidas tinham um objetivo complementar de abordar graves preocupações ambientais".
Estatísticas Internacionais de Energia (IEA) a partir de 2014
| Energia no Canadá | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| Capita | Prim. energia | Produção | Exportar | Eletricidade | Emissão de CO 2 | |
| Milhão | TWh | TWh | TWh | TWh | Mt | |
| 2004 | 31,95 | 3.129 | 4.623 | 1.558 | 549 | 551 |
| 2007 | 32,98 | 3.133 | 4.805 | 1.742 | 560 | 557 |
| 2008 | 33,33 | 3.103 | 4.738 | 1.683 | 568 | 551 |
| 2009 | 33,74 | 2.955 | 4.533 | 1.645 | 522 | 521 |
| 2010 | 34,11 | 2.929 | 4.627 | 1.741 | 516 | 536 |
| 2012 | 34,48 | 2.929 | 4.757 | 1.843 | 566 | 530 |
| 2012R | 34,88 | 2.921 | 4.881 | 1.962 | 543 | 534 |
| 2013 | 35,15 | 2.945 | 5.060 | 2.146 | 546 | 536 |
| Mudança 2004-10 | 6,8% | -6,4% | 0,1% | 11,7% | -5,9% | -2,6% |
|
Mtoe = 11,63 TWh, Prim. energia inclui perdas de energia que são 2/3 para energia nuclear
2012R = Critérios de cálculo de CO 2 alterados, números atualizados |
||||||
Quadro regulamentar
De acordo com um relatório de 2006 de Recursos Naturais do Canadá sobre estruturas legais e políticas de energia na América do Norte, o sistema federal de governo do Canadá , a jurisdição sobre a energia é dividida entre os governos federal e provincial e territorial . Os governos provinciais têm jurisdição sobre a exploração, desenvolvimento, conservação e gestão de recursos não renováveis , bem como sobre a geração e produção de eletricidade . A jurisdição federal em energia se preocupa principalmente com a regulamentação do comércio e comércio interprovincial e internacional e com o gerenciamento de recursos não renováveis em terras federais .
Regulamentação federal
O National Energy Board (NEB) era uma agência reguladora federal independente que regulamentava o setor de energia canadense. O NEB foi criado em 1959 e reportado pelo Ministro de Recursos Naturais ao Parlamento do Canadá . Suas principais responsabilidades incluíam:
- Oleodutos e gasodutos interprovinciais e internacionais e linhas de energia ,
- Exportação e importação de gás natural sob licenças de longo prazo e pedidos de curto prazo,
- Exportações de petróleo sob licenças de longo prazo e pedidos de curto prazo (nenhum pedido de exportação de longo prazo foi apresentado nos últimos anos), e
- Terras de fronteira e áreas offshore não cobertas por acordos de gestão provincial / federal.
O NEB foi substituído pelo Regulador de Energia Canadense (CER) em 2019.
Em 1985, o governo federal e os governos provinciais de Alberta , British Columbia e Saskatchewan concordaram em desregulamentar os preços do petróleo bruto e do gás natural. O petróleo offshore Atlantic Canada é administrado sob responsabilidade federal e provincial conjunta em Nova Scotia e Newfoundland and Labrador .
Regulamento provincial
A regulamentação provincial das atividades de petróleo e gás natural, dutos e sistemas de distribuição é administrada por conselhos de serviços públicos provinciais . As províncias produtoras cobram royalties e impostos sobre a produção de petróleo e gás natural; fornecer incentivos de perfuração; e conceder autorizações e licenças para construir e operar instalações. As províncias consumidoras regulam os sistemas de distribuição e supervisionam o preço de varejo do gás natural para os consumidores . Os principais regulamentos com relação à concorrência no atacado e no varejo de eletricidade estão em nível provincial. Até o momento, duas províncias (Alberta e Ontário) iniciaram a competição no varejo . Em Alberta, o setor elétrico está em grande parte privatizado , em Ontário o processo está em andamento. Em outras províncias, a eletricidade é principalmente gerada e distribuída por empresas de serviços públicos provinciais .
Subsídios aos combustíveis fósseis no Canadá
De acordo com o relatório de 2 de maio de 2019 do Fundo Monetário Internacional (FMI), em 2015, o Canadá pagou US $ 43 bilhões em subsídios de energia pós-impostos, que representam 2,9% do PIB e uma despesa de US $ 1.191 per capita. Na véspera da Conferência das Nações Unidas sobre Mudança Climática de 2015 (COP21), realizada em Paris, a CBC News informou que os países do G20 gastam US $ 452 bilhões anualmente em subsídios aos combustíveis fósseis . No ano fiscal de 2013-2014, o governo federal deu à indústria do petróleo aproximadamente US $ 1,6 bilhão. O apoio federal e provincial combinado à indústria do petróleo durante esse período totalizou quase US $ 2,7 bilhões. O artigo da CBC cita o relatório do Overseas Development Institute de 2015 sobre os subsídios do G20 à produção de petróleo, gás e carvão. Os líderes dos países do G20 se comprometeram em 2011 a eliminar os subsídios aos combustíveis fósseis. Em 2013–2014, o Canadá também forneceu um "alto nível de financiamento público" - vários bilhões de dólares - para a produção de combustíveis fósseis no exterior. Isso incluiu subsídios para petróleo e gás e eletricidade baseada em combustível fóssil para empresas estatais (SOE), como Oil India, JOGMEC no Japão, KNOC na Coréia e EDF na França. O relatório ODI observou que, à medida que o preço global do petróleo diminuía, cerca de 30 países introduziram a eliminação dos subsídios ao consumidor de combustíveis fósseis em 2014 e 2015. Durante esse mesmo período, as empresas de extração de combustíveis fósseis no Canadá "aumentaram sua pressão sobre os governos" por ajuda em permanecer "competitivos", dando-lhes "mais incentivos fiscais e outros apoios".
Em 2015, a Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE) publicou o Inventário de Medidas de Apoio para Combustíveis Fósseis da OCDE 2015 e um complemento ao inventário. O Canadá preparou um Estudo de Apoio Federal ao Setor de Combustíveis Fósseis e o Gabinete do Auditor Geral do Canadá compilou um relatório como parte de um inquérito parlamentar em 2012. em 2013-2014, o Canadá gastou US $ 2.738 milhões em subsídios para "óleo e gás upstream , oleodutos e gasodutos, usinas de energia e refino, vários combustíveis fósseis ou não especificados, mineração de carvão e energia movida a carvão. "
O ODI relatou que, no final de 2015, o governo federal canadense estava eliminando alguns subsídios ao petróleo, gás e mineração. Em janeiro de 2015, as areias betuminosas de Athasbaska "não eram mais elegíveis para depreciação acelerada". Eles estavam "sujeitos ao mesmo regime tributário que outros desenvolvimentos de petróleo, mineração e gás". O Crédito Fiscal de Investimento da Atlantic também se encontrava em processo de extinção. O governo federal introduziu novos subsídios aos combustíveis fósseis na forma de "incentivos fiscais para a produção de GNL na forma de aumento das taxas de subsídio de custo de capital que permitem às empresas deduzir os gastos de capital mais rapidamente do que era possível anteriormente".
A Export Development Canada (EDC), agência de crédito à exportação do Canadá, gastou cerca de US $ 2,5 bilhões por ano em 2013 e 2014 nas indústrias de energia.
Questões constitucionais
A política energética canadense reflete a divisão constitucional de poderes entre o governo federal e os governos provinciais. A Constituição do Canadá coloca os recursos naturais sob a jurisdição das províncias . No entanto, as três províncias das pradarias originalmente não controlavam os recursos naturais nas províncias como condição para sua entrada na Confederação, até as Leis dos Recursos Naturais de 1930. Os governos provinciais detêm a maior parte das reservas de petróleo, gás natural e carvão, e controlam a maior parte da produção de eletricidade. Isso significa que o governo nacional deve coordenar suas políticas de energia com as dos governos provinciais, e às vezes surgem conflitos intergovernamentais. O problema é particularmente agudo porque, enquanto as províncias consumidoras de energia têm o grosso da população e são capazes de eleger governos federais que introduzam políticas que favoreçam os consumidores de energia, as províncias produtoras de energia têm a capacidade de derrotar tais políticas exercendo sua autoridade constitucional sobre o natural Recursos.
A Seção 92A da Lei da Constituição de 1867 atribuiu aos governos provinciais a autoridade exclusiva de fazer leis em relação aos recursos não renováveis e energia elétrica, enquanto a Seção 125 impediu o governo federal de tributar quaisquer terras ou propriedades do governo provincial. Por outro lado, o governo federal tem o poder de fazer tratados com países estrangeiros. Isso tem implicações importantes para os tratados que envolvem a produção de energia, como o Protocolo de Kyoto , que o governo canadense assinou em 2002. Embora o governo federal tenha autoridade para assinar o tratado, pode ser necessária a cooperação dos governos provinciais para aplicá-lo.
Políticas de energia
O Canadá tem um perfil de energia robusto com recursos abundantes e diversos. As políticas de energia e clima estão inter-relacionadas. Essas políticas são implementadas em nível governamental federal e provincial. Uma recente análise SWOT realizada em 2013 de uma política canadense de energia e clima mostrou que há uma falta de consistência entre as estratégias federais e regionais. A razão para esta falta de consistência foi atribuída às realidades econômicas e ambientais, à diversidade de fontes de energia e demandas de energia que variam muito entre as províncias canadenses. Como resultado das diferentes características energéticas das províncias, há a criação de múltiplas estratégias federais e provinciais, às vezes complementares, mas muitas vezes contraditórias.
A política energética canadense é baseada em três princípios importantes. Esses princípios são (1) mercados competitivos para garantir um sistema de energia inovador e bem-sucedido capaz de atender às necessidades de energia canadenses, (2) respeitar as jurisdições das províncias e do governo federal e (3) intervenções federais direcionadas no processo de comercialização de energia garantindo o objetivos de política energética sejam alcançados.
Para melhorar a coerência das províncias e das políticas federais, foi instituída uma combinação de ferramentas de políticas para facilitar a colaboração entre os governos federal e provincial. Essas ferramentas políticas resultaram em um equilíbrio igual dos governos federal e provincial na criação de políticas energéticas. O governo federal é responsável por estabelecer objetivos para todo o país e os governos provinciais são responsáveis por fazer cumprir esses objetivos e desenvolver os métodos para alcançá-los.
Em 2015, o governo federal trabalhou com os líderes provinciais do Canadá e chegou a um acordo de cooperação para impulsionar a indústria do país durante a transição para uma economia de baixo carbono. Os críticos desse acordo duvidavam que os líderes provinciais chegassem a um acordo e também duvidavam que tivessem sucesso na formação de uma política energética conjunta. No entanto, não foi esse o caso. Depois de uma reunião de três dias em St. John's, Newfoundland e Labrador, o Conselho da Federação divulgou este relatório que expôs sua visão para uma estratégia nacional de energia. Este acordo tem como objetivo orientar a política energética entre os governos provinciais. Este acordo visa influenciar as províncias a promover a eficiência e a conservação de energia, a transição para uma economia de baixo carbono e aumentar a informação e conscientização sobre energia. A Estratégia da Ilha do Príncipe Eduardo é uma estratégia provincial que foi em resposta ao cumprimento das metas do governo federal apresentadas neste acordo.
Carvão
História do carvão no Canadá
O carvão é extraído no Canadá desde 1639, quando uma pequena mina foi inaugurada em Grand Lake, New Brunswick . Em 1720, soldados franceses abriram uma mina em Cape Breton, Nova Escócia, para abastecer a fortaleza de Louisbourg . Cape Breton mais tarde forneceu carvão para Boston e outros portos americanos. A mineração comercial em New Brunswick começou em 1825, embora a maior parte da produção de carvão da província tenha sido usada localmente. No oeste do Canadá , o carvão foi extraído pela primeira vez na Ilha de Vancouver em 1853. A partir da década de 1880, a construção das ferrovias transcontinentais através de Alberta e da Colúmbia Britânica fez com que minas de carvão fossem desenvolvidas em vários locais próximos às linhas ferroviárias nas pradarias e montanhas. Em 1911, as minas ocidentais produziam a maior parte do carvão do Canadá e, apesar das recessões, gradualmente se expandiram para produzir mais de 95% do carvão canadense. O carvão foi subsidiado no Canadá a partir de 1887. As minas de Cape Breton estavam envolvidas nessa proteção tarifária para ajudá-la a competir com o carvão americano que entrava em Ontário através dos Grandes Lagos. O carvão de Cape Breton foi escavado no subsolo e depois enviado para Toronto e Montreal. As vastas indústrias do leste, incluindo siderúrgicas, eram abastecidas com esse carvão. Embora houvesse dificuldades e greves, o carvão impulsionou o Canadá para a Segunda Guerra Mundial . Houve várias Comissões Reais para o carvão: uma em 1947 e outra em 1965.
O envolvimento federal em Cape Breton continuou com a Cape Breton Development Corporation , ou Devco, que na realidade era um grande subsídio. A conclusão do oleoduto trans-Canadá, reatores nucleares e os campos de petróleo de Hibernia encerraram o carvão na Nova Escócia . O carvão está localizado na Ilha de Vancouver: existem depósitos de carvão em Cassidy, Nanaimo , Campbell River e Fort Rupert. O carvão foi extraído em Nanaimo por 102 anos de 1853 a 1955. No interior de BC, o carvão foi extraído em Merritt , Coalmont , Fernie e Hudson's Hope . O desenvolvimento de minas de carvão no oeste do Canadá está integralmente misturado à construção de ferrovias - a Canadian Pacific Railway estava diretamente envolvida com as minas Fermie. Uma ferrovia separada - Crow's Nest Line - foi construída para mover carvão das Montanhas Rochosas para a fundição em Trail. O carvão em Alberta está subjacente a partes das Montanhas Rochosas. Historicamente, havia poços em Lethbridge , Pincher Creek , Canmore e Nordegg .
A descoberta de enormes campos de petróleo no oeste do Canadá, começando com o campo de Leduc, Alberta , em 1947, e as crescentes importações de petróleo estrangeiro barato para o leste do Canadá afetaram drasticamente a demanda por carvão canadense. A partir de 1950, quase todo o carvão usado para aquecimento, indústria e transporte foi substituído por produtos de petróleo e gás natural. Isso teve um efeito devastador nas comunidades de mineração de carvão do Canadá Atlântico, embora no oeste do Canadá a perda de empregos na indústria do carvão tenha sido mais do que compensada pelos ganhos na indústria do petróleo.
A mineração de carvão iniciou uma fase de expansão no final da década de 1960 com a assinatura de contratos de longo prazo para fornecer carvão metalúrgico para a crescente indústria siderúrgica japonesa. Isso foi de poucos benefícios para o Canadá Atlântico, mas levou à reabertura de minas fechadas e ao desenvolvimento de novas minas em Alberta e BC. Na mesma época, Alberta e Saskatchewan começaram a usar seus recursos substanciais de carvão para gerar eletricidade. Os aumentos do preço do petróleo bruto na década de 1970 e no início da década de 1980 aumentaram a demanda por carvão em todo o mundo. Novas minas foram abertas em Alberta e BC, e novas instalações portuárias foram construídas em BC para atender à crescente demanda na Ásia.
Carvão no Canadá moderno
O Canadá tem a décima maior reserva de carvão do mundo, uma quantidade enorme considerando a escassa população do país. No entanto, a grande maioria dessas reservas está localizada a centenas ou milhares de quilômetros dos centros industriais e portos marítimos do país, e o efeito dos altos custos de transporte é que eles permanecem em grande parte inexplorados. Como acontece com outros recursos naturais, a regulamentação da produção de carvão está sob a jurisdição exclusiva dos governos provinciais e só entra na jurisdição federal quando é importado ou exportado do Canadá.
Mais de 90% das reservas de carvão do Canadá e 99% de sua produção estão localizadas nas províncias ocidentais de Alberta , British Columbia e Saskatchewan . Alberta tem 70% das reservas de carvão do Canadá e 48% da província é sustentada por depósitos de carvão. O depósito de Hat Creek na Colúmbia Britânica tem um dos depósitos de carvão mais grossos do mundo, com cerca de 550 metros (1.800 pés) de espessura. Existem também depósitos de carvão menores, mas substanciais, em Yukon e nos Territórios do Noroeste e nas Ilhas Árticas , que estão ainda mais distantes dos mercados. As províncias atlânticas de Nova Scotia e New Brunswick têm depósitos de carvão que foram historicamente uma fonte muito importante de energia, e a Nova Scotia já foi o maior produtor de carvão do Canadá, mas esses depósitos são muito menores e muito mais caros de produzir do que o carvão ocidental , portanto, a produção de carvão nas províncias do Atlântico praticamente cessou. A Nova Escócia agora importa a maior parte do carvão para suas siderúrgicas e usinas de outros países, como a Colômbia. Ao mesmo tempo, as províncias ocidentais exportam seu carvão para 20 países diferentes, principalmente Japão , Coréia e China , além de utilizá-lo em suas próprias usinas termelétricas. A mina de carvão Elk Valley é a segunda maior mina de carvão do mundo.
A região entre New Brunswick e Saskatchewan, uma distância de milhares de quilômetros que inclui os principais centros industriais de Ontário e Quebec , é amplamente desprovida de carvão. Como resultado, essas províncias importam quase todo o carvão para suas siderúrgicas e usinas termelétricas dos Estados Unidos. Infelizmente, o carvão do leste dos Estados Unidos tem alto teor de enxofre, e isso contribuiu para um sério problema de qualidade do ar, especialmente no densamente povoado sudoeste de Ontário, até que a última usina termelétrica a carvão foi desativada em 2014. Em Alberta, a Sundance Power acionou carvão mineral Station e Genesee Generating Station são a segunda e a terceira maiores fontes de gases de efeito estufa no Canadá.
Petróleo
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Primeiros campos
Em 1858, James Miller Williams cavou o primeiro poço de petróleo na América do Norte em Oil Springs, Ontário, antes de Edwin Drake, que perfurou o primeiro nos Estados Unidos um ano depois. Em 1870, o Canadá tinha 100 refinarias em operação e exportava petróleo para a Europa. No entanto, os campos de petróleo de Ontário eram rasos e pequenos, e a produção de petróleo atingiu o pico e começou a diminuir por volta de 1900. Em contraste, a produção de petróleo nos Estados Unidos cresceu rapidamente na primeira parte do século 20, depois que grandes descobertas foram feitas no Texas, Oklahoma, Califórnia e em outros lugares.
Era Turner Valley
Em 1914, Turner Valley se tornou o primeiro campo significativo encontrado em Alberta. Os investidores do leste do Canadá e o governo federal mostraram pouco interesse e o campo foi desenvolvido principalmente por subsidiárias de empresas americanas. Originalmente se acreditava ser um campo de gás com uma pequena quantidade de nafta condensada no gás, mas devido à falta de regulamentação, cerca de 90% do gás foi queimado para extrair a pequena quantidade de líquidos de petróleo, uma quantidade de gás que hoje valeria bilhões de dólares.
Em 1930, o petróleo bruto foi descoberto no campo de Turner Valley, abaixo e a oeste da tampa do gás. Isso foi um choque para os geólogos porque a tampa de gás livre, que poderia ter fornecido o reservatório para produzir o petróleo, já havia sido produzida e queimada naquela época. Como resultado, menos de 12% do óleo original no local em Turner Valley será recuperado.
O governo provincial de Alberta ficou chateado com o desperdício conspícuo, então em 1931 ele aprovou a Lei de Poços de Petróleo e Gás, seguida em 1932 pela Lei de Conservação do Vale de Turner. No entanto, o governo federal declarou ambas as leis inconstitucionais e a queima de gás natural perdida continuou. No entanto, em 1938, o governo provincial estabeleceu o Conselho de Conservação de Petróleo e Gás Natural de Alberta (hoje conhecido como Conselho de Conservação de Recursos Energéticos ) para iniciar medidas de conservação, e desta vez foi bem-sucedido em implementá-lo.
Esse órgão era o regulador da produção de petróleo e gás em Alberta e, portanto, da maior parte da produção no Canadá. Como autoridade reguladora provincial com mais experiência no setor, tornou-se um modelo para as outras províncias produtoras de petróleo e gás - na verdade, tem sido usado como modelo por muitas indústrias petrolíferas nacionais em todo o mundo.
Descobertas e desenvolvimento pós-guerra
No final da Segunda Guerra Mundial, o Canadá importava 90% de seu petróleo dos Estados Unidos. A situação mudou drasticamente em 1947 quando, após perfurar 133 buracos secos consecutivos, a Imperial Oil decidiu perfurar uma anomalia peculiar em seus registros sísmicos recentemente desenvolvidos perto a então aldeia de Leduc para ver o que era. O poço Leduc nº 1 identificou um grande campo de petróleo e forneceu a chave geológica para outras descobertas importantes em Alberta. Os geólogos logo começaram a identificar e perfurar outros recifes Devonianos dentro da província - principalmente na parte centro-norte da província. A corrida ao petróleo de Alberta começou e os perfuradores rapidamente começaram a identificar outras importantes formações petrolíferas, como a que hospedava o gigantesco campo petrolífero de Pembina.
A descoberta de Leduc e a série de outras ainda maiores que se seguiram rapidamente tiraram o petróleo importado das pradarias canadenses e produziram um enorme excedente de petróleo que não tinha mercado imediato. Em 1949, a Imperial Oil solicitou ao governo federal a construção do Oleoduto Interprovincial (IPL) para o Lago Superior , e em 1950 foi concluído para o porto de Superior, Wisconsin . Muitas pessoas questionaram por que ele foi construído em um porto americano em vez de canadense, mas o governo federal estava mais interessado no fato de que as exportações de petróleo fizeram uma enorme diferença para a balança comercial do Canadá e apagaram completamente o déficit da balança comercial do país.
Em 1956, o oleoduto foi estendido via Sarnia , Ontário até Toronto e tornou-se, com 3.100 km, o maior oleoduto do mundo. No interesse de aumentar as exportações de petróleo, extensões foram construídas para Chicago e outras refinarias no meio - oeste dos Estados Unidos durante a década de 1960. Na outra direção, em 1950 o governo federal aprovou a construção de um gasoduto oeste, e em 1953 o gasoduto Transmountain de 1.200 km foi construído de Edmonton ao porto de Vancouver , British Columbia, com uma extensão para Seattle , Washington . Esses dutos fizeram mais para melhorar a segurança energética dos Estados Unidos do que do Canadá, uma vez que o governo canadense estava mais interessado na balança comercial do país do que na segurança militar ou energética.
Política Nacional do Petróleo (1964)
Após as grandes descobertas das décadas de 1940 e 1950, os Estados Unidos notaram que Alberta estava protegida da invasão pela parede das Montanhas Rochosas a oeste, a vasta floresta boreal ao norte e os pântanos sem fundo do escudo canadense a leste, mas era altamente acessível das vastas áreas industriais do meio-oeste dos Estados Unidos ao sul. Sua localização sem litoral era mais fácil de se defender de ataques estrangeiros do que os próprios campos de petróleo dos Estados Unidos no Texas, Alasca e Califórnia. Como resultado, os EUA deram preferência às importações de petróleo do Canadá e, para fins de política energética, trataram Alberta como se fosse um estado dos EUA. Como isso resultou em produtores de Alberta recebendo melhor tratamento do governo dos Estados Unidos do que do governo canadense, os produtores solicitaram ao governo federal acesso ao mercado de petróleo do leste canadense. Os produtores de petróleo em Alberta calcularam que poderiam entregar o petróleo de Alberta às refinarias em Montreal por um custo igual ou apenas ligeiramente superior ao preço do petróleo importado. No entanto, as refinarias da área de Montreal e o governo de Quebec recusaram a restrição, então o resultado foi a Política Nacional do Petróleo de 1961. Isso traçou uma linha divisória no Rio Ottawa e deu aos produtores canadenses direitos exclusivos sobre as áreas para vender petróleo para o oeste da linha. As refinarias a leste da linha podem continuar a processar petróleo importado.
Nem todos ficaram felizes com o acordo. O objetivo da Política Nacional do Petróleo era promover a indústria do petróleo de Alberta, garantindo para ela uma fatia protegida do mercado interno. Segundo a política, o Canadá foi dividido em dois mercados de petróleo. O mercado a leste do Vale de Ottawa (a Linha Borden) usaria óleo importado, enquanto a oeste da Linha Borden, os consumidores usariam os suprimentos mais caros de Alberta. Durante a maior parte do período 1961-73, os consumidores do Ocidente pagaram entre US $ 1,00 e US $ 1,50 por barril acima do preço mundial, que, pouco antes do embargo do petróleo da OPEP de 1973 e do aumento do preço, era de cerca de US $ 3,00. Eles também pagaram preços proporcionalmente mais altos na bomba do que os canadenses a leste da linha de Borden.
Empresas de energia do governo
Em 1970, Quebec criou uma empresa de petróleo de propriedade da província chamada SOQUIP. Um ano depois, o sabor nacionalista da Comissão Gordon encontrou expressão prática com a criação da Canada Development Corporation , para "comprar de volta" as indústrias e recursos canadenses com negócios que incluíam a aquisição das operações ocidentais da Aquitânia na França e sua conversão em Canterra Energia. Também em 1971, o governo federal bloqueou uma proposta de compra da Home Oil controlada pelo Canadá pela americana Ashland Oil.
A onda de ação direta se espalhou por Alberta quando o primeiro-ministro Peter Lougheed e seus conservadores conquistaram o poder em 1971, encerrando 36 anos de governo do Crédito Social . A elaborada plataforma eleitoral de Lougheed, intitulada New Directions, soou como um tema comum entre os países da OPEP, prometendo criar recursos provinciais e empresas de crescimento do petróleo, coletar uma parcela maior das receitas de energia e promover a diversificação econômica para se preparar para o dia em que as reservas de petróleo acabariam. A ideia de recursos limitados emergiu do reino da teoria para os fatos da política quando o NEB rejeitou os pedidos de exportação de gás natural em 1970 e 1971, alegando que não havia excedente e o Canadá precisava dos suprimentos. A força do novo sentimento conservacionista foi sublinhada quando o NEB se manteve firme, apesar de uma declaração de 1971 do Departamento de Energia federal de que achava que o Canadá tinha um suprimento de gás natural de 392 anos e petróleo suficiente para 923 anos.
Crises de energia (1973 e 1979)
Em 1973, essa situação mudou abruptamente.
O governo canadense já havia começado a mudar sua política energética. A inflação tornou-se um problema nacional e os preços do petróleo estavam subindo e, em 4 de setembro de 1973, Pierre Trudeau pediu às províncias ocidentais que concordassem com um congelamento voluntário dos preços do petróleo. Nove dias depois, seu governo impôs um imposto de 40 centavos a cada barril de petróleo canadense exportado. O imposto igualava a diferença entre os preços do petróleo doméstico e internacional, e as receitas eram usadas para subsidiar as importações para os refinadores orientais. De repente, Ottawa começou a subsidiar os consumidores do leste enquanto reduzia as receitas disponíveis para as províncias produtoras e a indústria do petróleo. O primeiro-ministro de Alberta, Peter Lougheed, logo anunciou que seu governo revisaria sua política de royalties em favor de um sistema vinculado aos preços internacionais do petróleo.
Dois dias depois, em 6 de outubro, estourou a Guerra do Yom Kippur - um caso de roer as unhas entre Israel e os países árabes. A Opep aproveitou o conflito para dobrar o preço do barril de petróleo leve da Arábia Saudita, para US $ 5,14. A Arábia Saudita e outros estados árabes impuseram embargos aos países que apoiam Israel, e os preços do petróleo subiram rapidamente para US $ 12.
Esses eventos agravaram as tensões entre os líderes provinciais, federais e industriais. O resto da década de 1970 foi marcado por movimentos rápidos e crescentes e contra-movimentos de Ottawa, províncias ocidentais e até de Newfoundland. A atmosfera era de urgência, alarme e crise, com conflitos globais adicionando gravidade à disputa federal-provincial.
Em 1979-1980, novas crises no Oriente Médio levaram a preços impulsionados pelo pânico. A Revolução Iraniana veio primeiro. A guerra entre aquele país e o Iraque logo se seguiu. Os preços do petróleo mais que dobraram, para US $ 36 por barril.
Programa Nacional de Energia (1980-1985)
Introduzido pelo governo liberal de Pierre Trudeau em 28 de outubro de 1980, o polêmico Programa Nacional de Energia (NEP) tinha três objetivos: autossuficiência energética; redistribuir a riqueza de um recurso não sustentável para beneficiar o país como um todo; e aumento da propriedade da indústria petrolífera pelos canadenses. Conforme implementado, o NEP deu ao governo federal o controle sobre os preços do petróleo, impondo um teto de preço e tarifas de exportação.
O governo federal teve dois grandes desafios para criar um programa de energia verdadeiramente nacional. O primeiro problema é que o Canadá é importador e exportador de petróleo. Ela importa petróleo de fontes offshore como a Venezuela e o Oriente Médio para as províncias do leste, enquanto exporta simultaneamente petróleo das províncias do oeste para os Estados Unidos. Embora fosse popular no Canadá oriental e central, o programa gerou grande ressentimento na província de Alberta, onde a produção de petróleo e gás está concentrada. O segundo problema é que os governos provinciais, em vez do governo federal, têm jurisdição constitucional sobre os recursos naturais. O governo de Alberta, na verdade, possuía a maior parte do petróleo do Canadá. Isso provocou um confronto com o governo de Alberta, uma vez que qualquer redução nos preços do petróleo vinha diretamente das receitas do governo de Alberta. O conflito foi agravado pelo fato de que o governo de Alberta tinha mecanismos constitucionais disponíveis pelos quais poderia remover o petróleo da tributação federal e transferir os custos dos subsídios do petróleo para o governo federal. Isso aumentou o déficit do governo federal.
O Programa Nacional de Energia tinha uma série de outras falhas. Era baseado em um preço mundial que aumentava constantemente para US $ 100 por barril. O preço mundial do petróleo caiu para apenas US $ 10 por barril nos anos seguintes. Como o governo federal baseou seus gastos no valor maior, o resultado foi que gastou muito dinheiro com subsídios que não puderam ser recuperados em impostos sobre a produção. Além disso, devido à proximidade com o mercado norte-americano, as empresas tiveram oportunidades de ganhar dinheiro jogando diferenciais de preços. Por exemplo, os refinadores no leste do Canadá importariam petróleo subsidiado pela metade do preço mundial, refinariam em produtos e exportariam os produtos para os Estados Unidos ao preço mundial completo. As companhias aéreas que voam entre a Europa e os EUA pela rota polar decolariam com o mínimo de combustível possível e parariam brevemente no Canadá para abastecer antes de seguirem para seu destino. As empresas de transporte que operam entre locais no norte dos Estados Unidos desviariam seus caminhões pelo Canadá para reabastecer. Nenhuma dessas transações era ilegal, ou mesmo incomum, considerando a natureza integrada das economias, mas todas tiveram o efeito de transferir bilhões de dólares de impostos canadenses para os balanços de empresas (a maioria de propriedade estrangeira). Uma terceira falha foi que a NEP presumiu que futuras descobertas de petróleo seriam feitas em áreas sob jurisdição federal, como o Ártico e offshore. No final das contas, a maior parte das principais descobertas de petróleo no Canadá já havia sido feita, e os subsídios dados pelo governo federal às empresas que exploram na jurisdição federal não foram produtivos. Todas essas falhas resultaram em aumentos grandes e inesperados no déficit orçamentário federal.
O resultado final do NEP foi que o governo federal falhou em manter baixos os preços dos combustíveis, mas incorrendo em perdas financeiras. Na eleição seguinte, em 1984, o partido governista Liberal foi derrotado. O partido conservador progressista vencedor desmantelou a política dois anos e meio após sua eleição.
Petro-Canada
Em 1975, o governo liberal reagiu à crise do petróleo de 1973 criando uma empresa petrolífera de propriedade federal, a Petro-Canadá . A corporação Crown foi originalmente desenvolvida para ser um "olho na indústria do petróleo" durante um período de crise de energia percebida . Inicialmente, seus ativos consistiam apenas na participação do governo federal na empresa de areias betuminosas Syncrude e na exploradora de petróleo do Ártico Panarctic Oils .
No entanto, o governo expandiu rapidamente comprando os ativos canadenses de empresas de petróleo estrangeiras, como Atlantic Richfield em 1976, Pacific Petroleums em 1979, Petrofina em 1981, os ativos de refino e comercialização da BP em 1983 e da Gulf Oil em 1985 .
A propriedade federal colocou a Petro-Canada em conflito com os governos provinciais que controlavam a maior e mais barata produção de petróleo do país. Eles se opuseram à intrusão federal em sua jurisdição constitucional e tentaram bloquear as incursões federais. Por exemplo, quando a Petro-Canada tentou comprar a Husky Oil em 1978, o governo de Alberta sub-repticiamente obteve o controle das ações da Husky por meio da Alberta Gas Trunk Line e bloqueou com sucesso a aquisição. Em 1979, a Petro-Canada adquiriu a Westcoast Transmission Co. Ltd. e a Pacific Petroleums Ltd., sua empresa controladora, como uma empresa de petróleo totalmente integrada pelo preço de compra recorde de $ 1,5 bilhão.
A Petro-Canada superestimou o preço futuro do petróleo e, conseqüentemente, pagou altos preços pelos ativos petrolíferos que adquiriu, que posteriormente caíram consideravelmente em valor. Sua suposição de que grandes novas descobertas de petróleo seriam feitas no Ártico e na costa do Atlântico revelou-se incorreta. Desde então, a Petro-Canada abandonou todos os poços perfurados pela Panarctic, e as descobertas que fez na costa do Atlântico foram menores, mais caras e demoraram mais para serem desenvolvidas do que o esperado. A Hibernia não produziu petróleo até 1997 e Terra Nova até 2002. O governo também esperava que a Petro-Canada force para baixo o que considerava o alto preço da gasolina para os consumidores, mas a produção de petróleo da Petro-Canada era mais cara e suas refinarias de petróleo menos eficientes do que as das empresas multinacionais concorrentes e acabou perdendo dinheiro em todos os aspectos da indústria do petróleo.
Quando os conservadores substituíram os liberais no poder em 1984, eles começaram a reverter o processo de nacionalização. Em 1991, eles aprovaram uma legislação permitindo a privatização e começaram a vender ações ao público. Os liberais voltaram ao poder em 1993, mas perderam o interesse em ter uma companhia nacional de petróleo e continuaram o processo de privatização. Em 1995, o governo federal reduziu sua participação para 20% e, em 2004, vendeu o restante das ações. A Petro-Canada tem se saído melhor desde a privatização porque os aumentos do preço do petróleo desde 2003 tornam lucrativa sua produção de alto custo, e a consolidação de suas operações de refino para menos refinarias, porém maiores, reduziu seus custos downstream mesmo com o aumento dos preços.
Em 23 de março de 2009, a Petro-Canada e a Suncor Energy anunciaram que se fundiriam para criar a maior empresa de petróleo do Canadá. No momento do anúncio, a capitalização de mercado combinada das duas empresas era de US $ 43 bilhões. A organização resultante operaria sob o nome Suncor, mas usaria a marca Petro-Canada em suas operações de varejo. As empresas estimaram que a fusão economizaria US $ 1,3 bilhão por ano em custos de capital e operacionais, e disseram que a empresa maior terá os recursos financeiros para seguir em frente com os projetos petrolíferos mais promissores.
Óleo não convencional
O Canadá tem depósitos de areias betuminosas maiores do que o suprimento total mundial de petróleo convencional de 270 bilhões de m 3 (1.700 bilhões de barris) a 400 bilhões de m 3 (2.500 bilhões de barris). Destes, 27,8 bilhões de m 3 (175 bilhões de barris) são extraíveis a preços atuais usando a tecnologia atual, o que torna as reservas comprovadas de petróleo do Canadá perdendo apenas para a Arábia Saudita. Os custos de produção são consideravelmente mais altos do que no Oriente Médio , mas isso é compensado pelo fato de que os riscos geológicos e políticos são muito mais baixos do que na maioria das grandes áreas produtoras de petróleo. Quase todas as areias petrolíferas canadenses estão localizadas em Alberta. As areias petrolíferas de Athabasca são os únicos grandes depósitos de areias petrolíferas do mundo que são rasos o suficiente para a mineração de superfície.
A produção comercial começou em 1967 quando a Great Canadian Oil Sands (agora Suncor ) lançou a primeira grande mina de areias petrolíferas do mundo. A Syncrude abriu a segunda grande instalação em 1978. A terceira, da Shell Canadá , começou em 2003. Os aumentos do preço do petróleo de 2004-2007 tornaram as areias petrolíferas muito mais lucrativas e, em 2007, mais de $ 100 bilhões em novas minas e projetos térmicos foram em construção ou nas pranchetas. A Royal Dutch Shell anunciou que em 2006 suas operações canadenses de areias petrolíferas eram quase duas vezes mais lucrativas por barril do que suas operações internacionais convencionais de petróleo e, em julho de 2007, anunciou que iniciaria uma expansão massiva de $ 27 bilhões de suas plantas de areias petrolíferas em Alberta.
O custo de produção nas areias betuminosas, da areia betuminosa bruta ao fracionado na tubulação de alimentação, foi de US $ 18 por barril; agora, com melhorias, está na faixa de 12-15 dólares. Os rápidos aumentos de preços nos últimos anos contribuíram muito para a lucratividade de uma indústria que tradicionalmente se concentra na redução de custos operacionais e continua a fazê-lo. Economistas ambientais apontam que o foco nos custos operacionais não aborda suficientemente as questões ambientais - por exemplo, "paisagens devastadas, rios devastados, habitantes doentes e química atmosférica alterada".
As operações de areias betuminosas diferem do petróleo convencional porque a lucratividade inicial é um pouco menor, mas os riscos geológicos e políticos são baixos, as reservas são vastas e a expectativa de vida de produção se estende por gerações, em vez de apenas alguns anos. Os governos têm um incentivo para subsidiar os custos iniciais, uma vez que irão recuperar seus subsídios iniciais das receitas fiscais durante um longo período de tempo. Do ponto de vista das receitas federal-provinciais, elas também diferem no fato de que o governo federal receberá uma parcela maior e maior retorno sobre seus incentivos do que receberia do petróleo convencional, enquanto a parcela provincial, embora substancial, será proporcionalmente menor. Consequentemente, tem havido muito menos conflito intergovernamental e mais acordo sobre como esses projetos devem ser administrados.
Se os preços globais do petróleo permanecerem altos, é provável que o Canadá se torne um dos maiores produtores de petróleo do mundo nas próximas décadas. Nesse caso, haverá questões ambientais, decorrentes mais da vasta escala das operações do que da toxicidade dos produtos. Os depósitos de areias betuminosas são aproximadamente do tamanho da Flórida e as operações alterariam drasticamente a paisagem, que até recentemente era praticamente selvagem. Além disso, surgiram preocupações com o abastecimento de água, uma vez que as minas e os projetos de vapor usariam uma grande parte do fluxo de vários rios importantes. O problema mais sério no curto prazo é uma aguda escassez de mão-de-obra e moradias, que levou as taxas de desocupação na área das areias betuminosas a zero e os salários a níveis extremamente altos. No entanto, dadas as centenas de bilhões de dólares em receitas que se espera serem geradas pelas areias betuminosas nas próximas décadas, é provável que projetos futuros sejam aprovados independentemente dos problemas.
Também 19 depósitos de xisto betuminoso foram identificados no Canadá. Os depósitos mais explorados estão em Nova Scotia e New Brunswick . Eles não são tão grandes quanto os do oeste dos Estados Unidos e provavelmente permanecerão subdesenvolvidos em um futuro previsível, uma vez que são muito mais caros e muito menores do que as areias betuminosas.
Gás natural
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Gás natural de Albertan
A indústria de gás natural é mais antiga em Alberta do que o petróleo, datando de descobertas de 1883 perto de Medicine Hat. Durante a primeira metade do século XX, aqueles que solicitaram licenças para exportar gás natural de Alberta muitas vezes fizeram a dolorosa descoberta de que era politicamente mais complexo exportar gás do que petróleo. Os canadenses tendem a ver o petróleo como uma commodity. No entanto, ao longo de grande parte da história canadense, eles viram o gás natural como um patrimônio, um recurso essencial para ser administrado com muito cuidado no futuro. Embora as razões por trás dessa atitude sejam complexas, elas provavelmente estão enraizadas em seu valor para o aquecimento ambiente . Essa tendência remonta a um incidente no final do século XIX, quando Ontário revogou as licenças de exportação de gás natural para os Estados Unidos.
No final da década de 1940, Alberta, por meio de seu Conservation Board, eliminou a maioria das práticas de produção desnecessárias associadas ao campo de petróleo e gás de Turner Valley. À medida que novas descobertas de gás natural saudavam os perfuradores na busca por petróleo movida a Leduc, a indústria agitava por licenças para exportar gás natural. Em resposta, o governo provincial nomeou a Comissão de Gás Natural Dinning para investigar as prováveis reservas e a demanda futura de Alberta.
Em seu relatório de março de 1949, a Dinning Commission apoiou o princípio de que os habitantes de Albert deveriam primeiro recorrer ao fornecimento de gás natural nas províncias e que os canadenses deveriam ter prioridade sobre os usuários estrangeiros se surgisse um excedente exportável. Alberta aceitou as recomendações da Comissão Dinning, e mais tarde declarou que só autorizaria as exportações de gás além do fornecimento de 30 anos. Pouco tempo depois, a Legislatura de Alberta aprovou a Lei de Conservação de Recursos de Gás, que deu a Alberta maior controle sobre o gás natural na cabeça do poço e autorizou o Conselho de Conservação de Petróleo e Gás a emitir licenças de exportação.
Os objetivos da política do governo federal na época refletiam a preocupação com a integração nacional e a equidade entre os canadenses. Em 1949, Ottawa criou uma estrutura para regular dutos interprovinciais e internacionais com sua Lei de Linhas de Tubulação. Alberta mais uma vez concordou em autorizar as exportações. O governo federal, como Alberta, tratou o gás natural como um recurso canadense a ser protegido no futuro previsível antes de permitir as vendas internacionais.
Embora os americanos estivessem interessados nas exportações canadenses, eles queriam apenas gás natural muito barato. Afinal, sua indústria de gás natural era um ator importante na economia americana, e os formuladores de políticas americanas não estavam ansiosos para permitir a competição estrangeira, a menos que houvesse um benefício econômico claro.
Por causa desses fatores combinados, as propostas para grandes projetos de transporte de gás acarretavam riscos políticos e econômicos. Somente com a implementação do Acordo de Livre Comércio Canadá-Estados Unidos (assinado em 1988) o gás natural se tornou uma mercadoria livremente comercializada entre os Estados Unidos e o Canadá.
Em 2016, além de ser o maior produtor do Canadá, Alberta consumiu mais gás natural do que qualquer outra província a 110 milhões de m 3 (3,9 bilhões de pés cúbicos) por dia. Parte do alto consumo deve-se à geração de 40% da eletricidade das províncias com gás.
Gás natural colombiano britânico
O governo provincial afirmou que "o gás natural é uma solução climática", no âmbito da iniciativa LiveSmart BC, fornos a gás natural e aquecedores de água recebem dinheiro de volta, promovendo assim a queima de combustível fóssil na província. A província afirma que uma parte importante da nova produção de gás natural virá da bacia do rio Horn, onde cerca de 500 milhões de toneladas de CO 2 serão lançadas na atmosfera. A produção de gás natural em BC triplicou entre 1990 e 2010.
As emissões totais de petróleo e gás natural da BC em 2014 foram de 50 milhões de toneladas de equivalente de dióxido de carbono. Em 2015, a cidade de Vancouver divulgou um relatório afirmando que, para edifícios, o gás natural fornecia 59% de todo o uso de energia, enquanto a eletricidade respondia pelo restante. BC se comprometeu a reduzir os gases de efeito estufa para 33 por cento abaixo dos níveis de 2007 até 2020, no entanto, a província está muito aquém dessa meta, alcançando apenas uma redução de 6,5% em 2015. Embora a nova barragem Local C deva ter um grande início excedente de eletricidade, o ex-governo liberal da província propôs vender essa energia ao invés de usá-la para cortar os 65 milhões de m 3 (2,3 bilhões de pés cúbicos) por dia de consumo de gás natural.
Eletricidade
História antiga
O uso de eletricidade no Canadá começou com algumas instalações experimentais de luzes de arco elétrico em Montreal e Toronto em 1878 e 1879. Um sistema de iluminação de arco permanente foi instalado em Toronto em 1881 e usado para iluminar várias lojas, incluindo a Eaton . Em Ottawa , luzes de arco foram instaladas em várias fábricas. Em 1883, luzes de arco foram instaladas nas ruas de Toronto, Montreal e Winnipeg , e em 1890 várias cidades de St. John's, Newfoundland e Labrador a Victoria, British Columbia, tinham iluminação de arco.
As primeiras instalações bem-sucedidas de Thomas Edison 's iluminação incandescente sistemas começaram em Ontário e Quebec a partir de 1882. Em 1886, uma pequena planta fornecendo lâmpadas incandescentes foi instalado nos edifícios do Parlamento em Ottawa. Esses sistemas de corrente contínua (DC) poderiam servir apenas a um raio de 800 metros (2.600 pés) da usina. No entanto, em 1888, a primeira instalação permanente de um sistema de corrente alternada (CA) Westinghouse foi instalada em Cornwall, Ontário .
A competição entre AC e DC chegou ao auge durante o desenvolvimento do potencial das Cataratas do Niágara porque os sistemas AC podiam fornecer eletricidade a distâncias muito maiores do que os sistemas DC. Isso foi extremamente importante para o Canadá, que possuía vários locais hidrelétricos em potencial em locais remotos. Em 1897, um sistema de transmissão foi construído a partir do rio Batiscan, a 26 quilômetros (16 milhas), até Trois-Rivières , Quebec . Em 1901, Shawinigan Falls foi controlada e, em 1903, uma linha de força de 50.000 volts transportou eletricidade dela para Montreal.
Desenvolvimento em Ontário
Em 1906, influenciado por Adam Beck , o Legislativo de Ontário criou a Hydro-Electric Power Commission (HEPC) para construir linhas de transmissão para abastecer as concessionárias municipais com energia gerada nas Cataratas do Niágara por empresas privadas. Em 1910, o HEPC começou a construir linhas de energia elétrica de 110.000 volts para fornecer eletricidade a vários municípios no sudoeste de Ontário. Em 1922, ela começou a construir suas próprias estações geradoras e, gradualmente, assumiu a maior parte da geração de energia em Ontário. Em 1926, ela assinou contratos de longo prazo para comprar eletricidade de empresas de energia em Quebec, mas eles se mostraram controversos quando as disputas jurisdicionais impediram o desenvolvimento dos rios St. Lawrence e Ottawa e a Grande Depressão reduziu a demanda. No entanto, durante a Segunda Guerra Mundial, eles provaram ser uma fonte extremamente importante de energia para a produção de guerra.
Após a Segunda Guerra Mundial, o desenvolvimento do Saint Lawrence Seaway em conjunto com as autoridades americanas de energia permitiu o desenvolvimento do potencial do Rio St. Lawrence, e os acordos com Quebec permitiram que Ontário desenvolvesse locais no alto Rio Ottawa. No entanto, a capacidade hidrelétrica em Ontário era inadequada para atender à demanda crescente, então usinas de energia a carvão foram construídas perto de Toronto e Windsor no início dos anos 1950. Na década de 1960, Ontário voltou-se para a energia nuclear . Em 1962, o HEPC e a Atomic Energy of Canada Limited começaram a operar um Demonstrador de Energia Nuclear de 25 megawatts e, em 1968, colocaram em serviço a Estação Geradora Nuclear Douglas Point de 200 megawatts . Isso foi seguido pela Estação de Geração Nuclear de Pickering em 1971, a Estação de Geração Nuclear de Bruce em 1977 e a Estação de Geração Nuclear de Darlington em 1989. Em 1974, no início desta expansão, o HEPC foi rebatizado de Ontario Hydro , que havia sido por muito tempo seu nome informal. Eventualmente, Pickering cresceu para oito reatores nucleares de 540 MW, Bruce para oito reatores de mais de 900 MW e Darlington para quatro unidades de 935 MW.
Na década de 1990, a enorme dívida com a construção de usinas nucleares, combinada com confiabilidade e vida útil abaixo do esperado, tornou-se uma questão política. O governo de Ontário decidiu abrir o mercado à concorrência. Nesse ínterim, o fechamento de muitos dos reatores nucleares de Ontário para reabilitação, combinado com o aumento da demanda, resultou em um aumento substancial na geração de energia a carvão, resultando em aumentos nos níveis de poluição do ar. Em 2003, um novo governo assumiu o poder em Ontário e prometeu eliminar o carvão como fonte de geração, deixando em aberto a questão de como Ontário atenderia à demanda futura.
Desenvolvimento em Quebec
O governo de Quebec seguiu o exemplo de Ontário ao nacionalizar seu setor elétrico e, em 1944, expropriou os ativos do monopólio Montreal Light, Heat and Power Company para criar uma nova corporação denominada Hydro-Québec . Na era do pós-guerra, a Hydro-Québec começou a expandir e melhorar a confiabilidade da rede de energia elétrica e demonstrou que podia transmitir eletricidade por longas distâncias com voltagens extremamente altas. Sob Maurice Duplessis, o governo de Quebec preferiu deixar a eletrificação das áreas rurais para a Agência de Eletrificação Rural. No entanto, depois que Jean Lesage assumiu o poder em 1960, a Hydro-Québec ganhou direitos exclusivos para desenvolver novos projetos hidrelétricos e, em 1963, começou a aquisição gradual de todos os distribuidores privados da província. Impulsionada pelo rápido crescimento da demanda, a Hydro-Québec construiu três grandes complexos hidrelétricos em rápida sucessão: Manicouagan-Outardes na margem norte do Rio Saint Lawrence e o Projeto James Bay no Rio La Grande . Isso, combinado com uma demanda menor do que a projetada, criou um excedente de eletricidade em Quebec, então, em 1997, a Hydro-Québec começou a comercializar eletricidade no atacado para os Estados Unidos.
Desenvolvimento na Colúmbia Britânica
O desenvolvimento da energia elétrica na Colúmbia Britânica começou com a instalação de luzes elétricas em Victoria em 1883. Criada em 1897, a BC Electric Company construiu a primeira usina hidrelétrica de BC perto de Victoria no ano seguinte e criou subsidiárias para fornecer eletricidade a Victoria e Vancouver , as duas maiores cidades da província. A BC Electric foi adquirida pela Power Corporation, sediada em Montreal, em 1928. Antes e durante a Segunda Guerra Mundial, a BC Electric fornecia energia principalmente para as principais cidades de Vancouver e Victoria, deixando outras regiões com abastecimento irregular e não confiável. Em 1938, o governo da BC criou a British Columbia Utilities Commission , que limitava as margens de lucro da BC Electric. Em 1945, o governo provincial criou uma corporação da coroa , a BC Power Commission (BCPC), para adquirir pequenos serviços públicos e estender a eletrificação a áreas rurais e isoladas. O BCPC cresceu para abastecer mais de 200 pequenas comunidades em toda a província.
Os governos americano e canadense assinaram o Tratado do Rio Columbia em 1961 e o ratificaram em 1964, concordando em compartilhar a energia das hidrelétricas no Rio Columbia . Para permitir o desenvolvimento de grandes hidrelétricas nos rios Columbia e Peace , o governo BC sob o premier WAC Bennett comprou a BC Electric em 1961 e, no ano seguinte, a fundiu com a BCPC para criar a British Columbia Hydro and Power Authority, comumente conhecida como BC Hydro . Durante as décadas de 60 e 70, a BC Hydro construiu alguns dos maiores projetos hidrelétricos do mundo, notadamente a Barragem WAC Bennett . Mais de 80% da eletricidade da BC Hydro é produzida por 61 barragens em 43 locais nos rios Columbia e Peace. Desde então, os desenvolvimentos da empresa têm sido muito menores. Durante a década de 1980 aC, a Hydro mudou seu foco da construção de novas usinas hidrelétricas para a promoção da conservação de energia.
Em 2010, a província promulgou a Lei de Energia Limpa que a coloca no caminho da autossuficiência e conservação de energia elétrica, ao mesmo tempo que abre as portas para as exportações de energia, mais investimentos em energia limpa e renovável e a exigência de que 93 por cento de sua eletricidade venha. de fontes limpas ou renováveis. Depois que o primeiro pedido para construir a Barragem do Site C foi negado pela BC Utilities Commission em 1983, a BC Hydro começou a comprar de produtores de energia independentes que fornecem 20% do fornecimento da BC Hydro.
Desenvolvimento em Alberta
Com seu início na década de 1890, o sistema elétrico de Alberta evoluiu como uma combinação de sistemas municipais e privados e operados com base na geração a carvão complementada com alguma hidrelétrica. A maioria dos principais municípios operou sistemas de distribuição de propriedade municipal.
Já em 1887, Alberta tinha várias pequenas empresas privadas que abasteciam cidades em toda a província com eletricidade. No entanto, o serviço costumava ser inconsistente - limitado a um número seleto de empresas e fornecido apenas por algumas horas à noite.
Em 2008, o setor de eletricidade de Alberta era o mais intensivo em carbono de todas as províncias e territórios canadenses, com emissões totais de 55,9 milhões de toneladas de CO
2equivalente em 2008, respondendo por 47% de todas as emissões canadenses no setor de geração de eletricidade e calor.
Calgary Power
O primeiro grande projeto de Calgary Power tornou-se a construção da primeira usina hidrelétrica de grande escala da província, localizada em Horseshoe Falls. A inauguração da fábrica de Horseshoe Falls em 21 de maio de 1911 permitiu que a Calgary Power atendesse às necessidades da cidade. De acordo com o Morning Albertan, o prefeito de Calgary, JW Mitchell, foi despertado de uma soneca de domingo para apertar o botão que oficialmente abriu a usina e conectou a cidade com sua primeira fonte de eletricidade em grande escala. Em 1911, Calgary Power forneceu 3.000 cavalos de eletricidade para a cidade a um custo de $ 30 por cavalo-vapor. A cidade tinha 44.000 habitantes em 1911, e a necessidade emergente de transporte de massa foi atendida pela crescente indústria de bondes, que respondia por uma parcela significativa do uso de eletricidade da cidade. Em 1913, Calgary Power havia construído a Kananaskis Falls Plant como uma fonte adicional de energia.
Em 1947, dois anos após o fim da guerra, Calgary Power mudou sua sede de Montreal - então a maior cidade do país e principal centro de negócios - para Calgary, reorganizada e incorporada como Calgary Power Ltd. Naquela época, Calgary Power fornecia a província de Alberta com 99% de sua energia hidrelétrica. Também em 1947, Calgary Power construiu sua usina hidrelétrica de barreira e a usou para testar o uso de um sistema de operação de controle remoto desenvolvido recentemente. Os esforços de automação funcionaram bem o suficiente para que Calgary Power logo converteu todas as suas plantas para o sistema Barrier Plant. Um centro de controle que poderia operar todo o sistema da empresa foi construído em Seebe em 1951.
A Calgary Power continuou a se expandir durante as décadas de 1950 e 1960, desenvolvendo suas primeiras linhas de distribuição subterrâneas e construindo represas nos rios Brazeau e North Saskatchewan. O reservatório construído no projeto North Saskatchewan, Lake Abraham, tornou-se o maior lago artificial da província. Também nesta época, Calgary Power começou a explorar a geração de energia térmica, uma vez que poucos locais permaneceram adequados para o desenvolvimento de energia hidrelétrica. A empresa construiu sua primeira usina de geração térmica em 1956 perto do Lago Wabamun, a oeste de Edmonton e perto de grandes reservas de carvão.
Alberta Power
Em 19 de julho de 1911, a Canadian Western Western Natural Gas, Light, Heat e Power Company Limited foi incorporada para fornecer gás natural de perto de Medicine Hat para outras comunidades no sul de Alberta. Eletricidade também foi fornecida.
Em 1954, a International Utilities tornou-se a proprietária corporativa da Canadian, Northwestern e Canadian Western Utilities. A Canadian Utilities comprou a McMurray Light and Power Company Limited e a Slave Lake Utilities. A Northland Utilities Limited foi incorporada em 1961. No início dos anos 1970, a Canadian Utilities tornou-se a controladora corporativa da Canadian Western, Northwestern, Northland e Alberta Power Limited, que era as operações elétricas da Canadian Utilities.
Edmonton Power
Em 23 de outubro de 1891, um grupo de empresários obtém uma licença de 10 anos para construir a Edmonton Electric Lighting and Power Company nas margens do rio North Saskatchewan. A Edmonton Electrical Lighting and Power Company tornou-se uma concessionária municipal de eletricidade em 1902, depois os departamentos de Distribuição Elétrica e Central de Energia se combinaram para formar a Edmonton Power em 1970. A capacidade de geração elétrica também foi expandida em 1970 com a construção da Estação Geradora de Barra de Trevo a carvão. Nos próximos oito anos, outras três unidades são adicionadas, trazendo a capacidade de geração combinada das estações geradoras de barra de Clover e Rossdale para 1.050 megawatts em 1979. A expansão ocorreu novamente em 1989 com a primeira unidade Genesee operando a plena carga e em 1994 com uma segunda unidade Genesee com uma capacidade total de ambas as unidades de 850 megawatts. A eletricidade gerada em Genesee foi disponibilizada comercialmente por meio da Rede Interconectada de Alberta no início de 1990. A EPCOR foi formada a partir da fusão das concessionárias municipais de gás natural, energia e água de Edmonton em 1996 e convertida em uma empresa pública em 2006. Em seguida, a EPCOR Utilities Inc. desmembrou seu negócio de geração de energia para criar a Capital Power Corporation em 2009.
Sistema de distribuição elétrica de Alberta
Esse sistema elétrico mudou em 1996, quando Alberta começou a reestruturar seu mercado de eletricidade, passando da regulamentação tradicional para um sistema baseado no mercado . O mercado agora inclui uma série de compradores e vendedores e uma infraestrutura cada vez mais diversificada.
Os consumidores variam de compradores residenciais a enormes consumidores industriais, minerando as areias betuminosas, operando oleodutos e moendo produtos florestais. Do lado da oferta, os geradores variam de parques eólicos a leste de Crowsnest Pass a fábricas de oiland e outras instalações de processamento de petróleo que geram excedente de eletricidade comercializável para suas próprias necessidades, a usinas movidas a carvão perto de Edmonton. Por causa da altitude mais baixa, temperaturas mais baixas, maiores suprimentos de água para resfriamento e geração de vapor e grandes suprimentos próximos à superfície de carvão térmico, o centro de Alberta é termodinamicamente o melhor lugar em Alberta para gerar eletricidade alimentada por hidrocarboneto.
A diversidade do fornecimento de eletricidade de Alberta aumentou substancialmente nos últimos anos. Em grande medida por causa da desregulamentação, a província tem mais tecnologia, combustíveis, locais, propriedade e diversidade de manutenção do que no passado e no resto do Canadá. A confiabilidade do sistema, sua estrutura de custos e a exposição coletiva de Alberta ao risco são agora atendidas por um sistema complexo baseado em diversas fontes de energia. No entanto, as linhas de transmissão sobrecarregadas entre o norte de Alberta e o sul da província estão desperdiçando eletricidade suficiente para abastecer metade da cidade de Red Deer, em Alberta .
Situação atual
A geração de energia elétrica no Canadá utiliza hidrelétricas , nucleares, carvão e gás natural, com uma pequena mas crescente contribuição da energia eólica . A eletrificação do Canadá foi estimulada pelos EUA. A usina elétrica de Niágara estimulou o desenvolvimento industrial no sul de Ontário. Logo, os principais rios do Canadá tinham sistemas hidrelétricos. A rede elétrica canadense estava intimamente conectada e fornecia grandes quantidades de energia à rede elétrica dos Estados Unidos. Muitas províncias tiveram um gerador de energia monopolista de propriedade provincial, como Ontario Hydro , Manitoba Hydro , Hydro-Québec , Sask Power e BC Hydro . Muitos grandes esquemas hidrelétricos provinciais também incluíram o envolvimento federal e subsídios. Essas preocupações embarcaram em vastos esquemas de construção nos anos do pós-guerra, erguendo algumas das maiores barragens do mundo.
Ontário, a província mais populosa do Canadá, gera cerca de 9.600 MW, mais da metade vindo de uma dúzia de reatores nucleares. Ontário também possui gás natural e instalações hidrelétricas. No entanto, Ontário enfrenta um desafio, pois deve substituir 80% de sua capacidade de geração nos próximos vinte anos - as antigas estações expiraram e os reatores nucleares estão sobrecarregados. Um debate continua sobre se devemos ir em grande parte nuclear ou ir com energias renováveis. Desde a Lei de Energia Verde de 2009 , o debate se tornou ainda mais acalorado.
Energia nuclear e urânio
O Canadá é líder no campo da energia nuclear. A energia nuclear no Canadá é fornecida por 19 reatores comerciais com uma capacidade líquida de 13,5 Gigawatts (GWe), produzindo um total de 95,6 Terawatts-hora (TWh) de eletricidade, o que representou 16,6% da geração total de energia elétrica do país em 2015. Todos esses reatores, exceto um, estão localizados em Ontário, onde produziram 61% da eletricidade da província em 2016 (91,7 TWh). Sete reatores menores são usados para pesquisa e produção de isótopos radioativos para medicina nuclear .
Os reatores nucleares canadenses são um tipo de reator de água pesada pressurizada (PHWR) de design nativo, o reator CANDU . Os reatores CANDU foram exportados para Índia , Paquistão , Argentina , Coréia do Sul , Romênia e China .
A mineração de urânio no Canadá decolou com o depósito de Great Bear Lake fornecendo algum material para o Projeto Manhattan . Hoje, a Cameco e a Areva Resources Canada são os principais produtores de urânio para energia nuclear. A Cameco extrai o maior depósito de urânio de alto grau do mundo na mina McArthur River, no norte de Saskatchewan .
ZEEP foi o primeiro reator nuclear do Canadá construído em 1945. O Canadá montou seu reator de pesquisa NRX em Chalk River Laboratories em 1947. Em 1962, o reator NPD em Rolphton, Ontário, foi o primeiro protótipo de reator de energia no Canadá. A partir disso, o NRC e a AECL desenvolveram o reator CANDU . O primeiro reator de produção de energia da Ontario Hydro foi construído em Douglas Point em 1956. Dezoito reatores foram construídos nas quatro décadas seguintes em Ontário, Quebec e New Brunswick. Em 2008, a energia nuclear ressurgiu com planos aprovados para construir novos reatores nas estações existentes em Darlington e Pickering, Ontário; outra nova estação está planejada para Peace River, AB. Todos estão sujeitos a planejamento e análises ambientais.
Energia renovável e energia neutra em carbono
O Canadá gera uma parte significativa de sua eletricidade a partir de represas hidrelétricas, mas tem limitado a geração de energia renovável, embora a energia eólica esteja crescendo rapidamente. O primeiro parque eólico comercial no Canadá foi construído em Alberta em 1993. Uma usina de marés de 20 megawatts fica em Annapolis, Nova Escócia , e usa as marés diárias da Baía de Fundy .
O primeiro projeto solar comercial foi construído em Stone Mills , Ontário , em 2009. Skypower Ltd , usou mais de 120.000 painéis solares fotovoltaicos de filme fino, para um total de 9,1 megawatts, criando energia solar limpa para 1000 residências anualmente.
Os políticos estão dispostos a subsidiar métodos renováveis usando fundos do contribuinte para aumentar a quantidade e a porcentagem da eletricidade gerada pelo Canadá.
Conservação de energia no Canadá
Após a crise do petróleo de 1973, a conservação de energia tornou-se prática com carros menores e casas isoladas. Os aparelhos foram aprimorados para usar menos energia. Nos últimos anos, isso levou com sucesso à redução no uso de energia e nas emissões de CO 2 .
No entanto, a adaptação de novas tecnologias na engenharia civil também causou novos problemas, como o desastre de isolamento de uréia-formaldeído e a crise contínua de condomínio vazado .
Veja também
- Mudança climática no Canadá
- Canadá e o Protocolo de Kyoto
- Energia renovável no Canadá
- Política de eletricidade de Alberta
- Política de eletricidade de Ontário
- Ciência e tecnologia no Canadá
- Megaprojetos de petróleo (2011)
- Produção de petróleo no Canadá
- Carvão no Canadá
- Setor elétrico no Canadá
Referências
Leitura adicional
- Froschauer, Karl. Ouro branco: energia hidrelétrica no Canadá UBC Press ISBN 978-0-7748-0709-8
- Uma história de energia do Canadá
- Políticas Energéticas dos Países da IEA - Canadá (2004) OECD / IEA . ISBN 92-64-10801-7
- 2011 Canadian Nuclear Factbook (2011) Canadian Nuclear Association