Albertas elpolitik

Genom 1996 års Electric Utilities Act började Albertas avreglerade elmarknad.

Genom lagen inrättades armlängdsbyråer som övervakar provinsens elsystem – Alberta Electric System Operator (AESO), Balancing Pool, Alberta Utilities Commission (AUC), Utilities Consumer Advocate (UCA) och Market Surveillance Administrator (MSA) . 1996 Alberta att omstrukturera sin elmarknad bort från traditionell kostnads-för-tjänstreglering till ett marknadsbaserat system. Albertas elpolicy, som antas genom dessa organ, är att skapa en elsektor med en konkurrenskraftig marknad som attraherar investerare, samtidigt som konsumenterna förses med pålitlig och prisvärd el, samt att minska skadliga föroreningar för att skydda miljön och hälsan i Alberta, enligt deras 2022-webbplats.

Kol brukade stå för 80% av all el som genererades i Alberta. I slutet av 2019, med kol som representerade 36 % av produktionsmixen och naturgas stod för 54 %, producerades 89 % av Albertas el i Alberta från fossila bränslen. Elva procent genereras med förnybar energi, inklusive vindkraftverk, vattenkraft, geotermisk energi och biomassa.

Från 2000 till 2021 var det genomsnittliga poolpriset i grossistledet under högtrafik cirka 70 USD/MWh och 70 USD/MWh under lågtrafik. Den 12 augusti 2021 var det genomsnittliga dagliga poolpriset i grossistledet 142 USD/MWh, vilket representerar det högsta priset på 20 år, enligt AESO-data.

Eskalerande priser

Elpriset hade sjunkit 2015 till under 4 cent/KWh för första gången sedan 2003, under lågkonjunkturen då oljepriserna, och därmed råvarupriserna, hade sjunkit. Senast elpriserna var så låga var 2003. 2017 nåddes ytterligare ett historiskt lågt, 2,88 cent/kWh. År 2018 började priserna stiga till de priser som upplevdes före den ekonomiska nedgången 2014. Sedan det reglerade prisalternativet (RRO) som satte ett pristak på 6,8 cent/kWh på el skrotades av UCP-regeringen i deras höstbudget för 2019, har elpriserna och elräkningarna ökat avsevärt. I januari 2022 nådde elpriser och elräkningar sitt högsta pris någonsin – mer än 16 cent/kWh i Edmonton och Calgary, vilket inte inkluderar avgifter för distribution och överföring.

Den 22 januari 2021 rapporterade EDC Associates tjugo år av framgång i detaljhandelskonkurrens i Albertas elsektor. Poolpriser under peak var i genomsnitt 70 USD/MWh under 20-årsperioden och lågtrafikpriser i genomsnitt 31 USD per megawattimme (MWh). Alberta Electric System Operator (AESO) administrerar Power Pool, som är den enda marknaden för all elförsäljning och -köp i provinsen. Det högsta priset i Power Pool under de två decennierna från 2000 till 2020 var 90 USD/MWh.

I augusti 2021, baserat på AESO-data, ökade grossistpriserna för elkraft i provinsen kraftigt till över två gånger det genomsnittliga priset för 2020 Alberta Power Pool. Från januari till augusti 2021 var det genomsnittliga poolpriset 103,51 USD/MWh; i augusti var det 142 USD/MWh, vilket representerade det högsta årliga elpriset på tjugo år.

Den 7 mars 2022 tillkännagav Premier Kenney en elrabatt på 150 USD. NDP:s energikritiker, Kathleen Ganley , sa att detta inte var tillräckligt och uppmanade UCP:s regering att överväga att sätta ett tak för elpriserna, genomföra ett "rabattprogram eller en omvänd kursförare". Ganley sa att regeringen borde ändra budgeten för 2022 för att "ge verklig lättnad". UCP:s minister för naturgas och elektricitet svarade att pristak, som hade använts tidigare, inte ökade framtida kapacitet och endast gav kortsiktig lättnad. De sa att de inte var skattemässigt ansvariga eftersom framtida generationer skulle betala en hög kostnad för deras genomförande.

När AESO överväger potentiella energipoolpriser per timme tar AESO hänsyn till marknadsgrunderna såsom effekterna av kolprissättning, pensionering av elproducenter och konverteringar av kolgeneratorer till gas, priset på naturgas, tillägg av förnybara energiformer till utbudet och kraften avbrott i produktionsenheter eller i elöverföring. Prognosen för 2021 var $98/MWh och 2022 förväntades den minska med 25% till $74/MWh. När AESO gör prognoser tar AESO hänsyn till Alberta Internal Load (AIL). Det beräknades bli högre 2021 än 2020 på grund av förväntat extremt väder, pandemiåterhämtning, oljeprishöjningar och provinsens ekonomiska tillväxt på grund av oljesandproduktion.

Från 30 september till 31 december 2021 rapporterade TransAlta , som är ett av de energibolag som dominerar Albertas produktionssektor, en vinstökning på 405 miljoner USD jämfört med samma period 2020.

Tidig historia före avregleringen

Jämfört med resten av Kanada var Albertas städer inte tillräckligt stora för att ha råd med elektriska system förrän på 1880- och 1890-talen. Calgary blev den första staden som hade ett elektriskt system när Calgary Electric Lighting Company (ELC) installerade lampor 1887. Entreprenörer fick tillstånd för att bygga Edmonton Electric Lighting and Power Company den 23 oktober 1891, och mindre än två månader senare den 22 december fick delar av Edmonton elektriskt ljus för första gången. Tillståndet skulle löpa ut 1909.

1921 vann partiet United Farmers Association (UFA), med ursprung i en liten populistisk rörelse av bönder som kräver offentligt ägd elektrifiering på landsbygden, en majoritetsregering och förblev vid makten till 1935. Den uppskattade kostnaden på 200 miljoner CA$ var oöverkomlig på 1920-talet. På 1930-talet Prairies hårdast på grund av kombinationen av Dust Bowl- torkan och den stora depressionen, så alla planer på elektrifiering pausades. Även om över hela Kanada bara en av fem gårdar hade elektricitet 1945, komplicerades situationen på landsbygden i Albertans av det faktum att de befintliga privata kraftmonopolen inte hade någon motivation eller intresse för elektrifiering på landsbygden med tanke på de höga kostnaderna.

År 1938 efterträdde Energy Utilities Board (EUB) Petroleum and Natural Gas Conservation Board. AEUB blev senare Energy Resources Conservation Board (ERCB) och Alberta Energy Regulator (AER). Den 17 juni 2013. AER tog över energiresursutvecklingens tillsyn när det gäller regelverk för hela livscykeln.

Inom både olje- och gassektorn och elsektorn fanns förespråkare för offentligt ägande för att främja och underlätta sektorernas utveckling samtidigt som de skyddades från potentiella privata intressen. Provinsens Royal Commission on Petroleum från 1940 rekommenderade statliga ingripanden i den embryonala olje- och gasindustrin för att främja, påskynda och utöka energisektorns utveckling samtidigt som de förhindrade "lycksökare" från att orsaka "kaos" genom överproduktion. Likaså, som i olje- och gassektorn, hade elsektorn sina förespråkare för offentligt ägande för att påskynda och sprida elektrifieringen över provinsen.

År 1948 var elektrifiering en mycket laddad fråga i Alberta eftersom installationen av nya elledningar var långsammare och dyrare på landsbygden än i de tätare städerna. Albertas styrande parti, Social Credit , lade till en elektrifieringsvolym till valsedeln i 1948 års allmänna val i Alberta . De två folkomröstningsvalen var den befintliga modellen där kommunala kraftverk och privatägda företag tillhandahöll el eller ett offentligt ägt system som skulle vara under administration av en Alberta Government Power Commission. Detta var den fjärde folkomröstningen i Albertas historia. De som stödde den befintliga modellen med privata företag mot statligt ägande vann 50,03% till 49,97% med en "rakblads-tunn" marginal. De två större städerna i Alberta, Calgary och huvudstaden Edmonton var inte överens; majoriteten av väljarna i Edmonton stödde provinsiell kontroll, medan en ännu större majoritet i Calgary stödde den befintliga mixen av privata och kommunala företag. Trots folkomröstningsresultatet sponsrade regeringen skapandet av många landsbygdselektrifieringsföreningar, av vilka några fortfarande existerar idag.

Olja ersatte "kol som Kanadas största enskilda energikälla" 1950.

Edmontons kommun var en av de tidiga elanläggningarna att konvertera till naturgas från kol, när dess Rossdale-anläggning gjorde bytet 1955.

1970 påbörjades byggandet av Clover Bar-generatorstationen som ägdes av det nyskapade Edmonton Power i en sammanslagning av "Edmontons elektriska distributions- och kraftverksavdelningar".

För att "uppnå utjämning av elpriser genom att beräkna ett genomsnittspris för produktion och överföring över hela provinsen" bildades 1982 Electric Energy Marketing Agency med Public Utilities Board som satte "priset till vilket allmännyttiga företag säljer elenergi till myndigheten" .

I ett provinsiellt-federalt avtal avreglerades naturgaspriset 1986 vilket resulterade i ett fall i priset på naturgas. Alberta lät naturgasskyddsplanen löpa ut. Samma år etablerades två nya avdelningar - Energi och Skogsbruk och Land och vilda djur och ersatte Alberta Department of Energy and Natural Resources.

Den första koleldade ångturbinen i Alberta var genereringsenheten Genesee, Genesee 2, som byggdes 1989 med en kapacitet på 410 megawatt.

Ralph Kleins premiärskap att konkurrensen skulle öka och priserna minska om fler företag producerade kraft i provinsen. Han trodde att avreglering skulle göra Alberta mer attraktivt för företag. Regeringen skapade en strategi för kraftköpsavtal (PPA) genom vilka de vinnande buden i en auktion skulle få rätten att tillhandahålla en del av all kraft som producerades i Alberta från 1996 till 2016. Energiköpsavtalen skulle fatta alla beslut och täcka kostnaderna att bygga kraftverk samt ta ansvar för alla finansiella risker. De skulle sälja tillbaka kraften till elnätet med "riskerna och fördelarna med fluktuerande priser."

Investerarägda och kommunalt ägda kraftverk

Enligt en artikel från Alberta Law Review från 2020 , även om eltjänster i Alberta huvudsakligen levereras av investerarägda företag, fortsätter ett fåtal kommunalt ägda kraftverk att fungera. Några av dem började sin verksamhet i slutet av artonhundratalet och början av nittonhundratalet. Dessa kommunala leverantörer har regelsystem över sina egna jurisdiktioner.

Strukturen i Albertas elektriska industri är olik någon annan i Nordamerika. Alberta har aldrig ägt och drivit sitt eget provinsiella kraftbolag, till skillnad från de flesta andra kanadensiska provinser.

Alberta har föredragit den investerarägda bruksmodellen i både naturgas- och elsektorerna, som är föremål för provinsiella eller i vissa fall kommunala ekonomiska tillsynsmyndigheter. Albertas system är ett system där marknaderna bestämmer grossistpriser och investeringstakten.

Med elproduktion på denna avreglerade marknad råder konkurrens om att sälja energi på elmarknaden till ett pris som är konkurrenskraftigt bestämt. Privat kapital bygger nya generationers anläggningar och ägare tar på sig finansiella risker. Detta står i kontrast till de vertikalt integrerade provinsregeringens kronbolag i andra kanadensiska provinser, såsom BC Hydro , SaskPower , Manitoba Hydro , Hydro-Québec och, historiskt sett, Ontario Hydro , som tillhandahåller vissa allmännyttiga tjänster. I de flesta kanadensiska provinser finns det en konventionell kostnad av tjänsten reglerat kraftsystem.

Omstruktureringen av elbranschen började på 1990-talet. Genom omstruktureringsprocessen blev Alberta den första kanadensiska provinsen att implementera en avreglerad elmarknad. Den lagstiftning som gav det nya ramverket för att reglera elbranschen var Electric Utilities Act (EUA). Ytterligare omstrukturering skedde genom ändringar av 1996 års lag , i 1997 års lag om ändring av elverk . År 2003 inrättades genom bestämmelser i lagen nya myndigheter som omstrukturerade hur branschen fungerar. Detta inkluderade Alberta Electric System Operator (AESO), Alberta Utilities Commission (AUC) och Market Surveillance Administrator.

Enligt Brennan, 2008, äger vissa produktionsbolag både produktion och transmission i Alberta. Enligt Keith Provost, en tidigare senior vicepresident för Alberta Power Ltd. (nu ATCO Power) som arbetat inom elbranschen i decennier, hade AESO ett eget system som är sårbart för manipulation och inte är ett frimarknadssystem. Istället för att marknadsföra elkontrakt för framtida leveranser på en reglerad marknad hade AESO ett eget system som är öppet för manipulation och inte är ett frimarknadssystem. Provost sa att det avreglerade systemet orsakade volatilitet i elpriset, höll konsumentpriserna höga samtidigt som de maximerade vinsterna till produktionsbolagen.

Sedan 2000 har Albertas elmarknad varit en Energy Only Market (EOM) där elproducenten endast får betalt för att generera el. I EOM-systemet ligger besluten om var anläggningar ska byggas, vilken teknik och vilken typ av energikälla som ska användas kvar hos producenten ofta med privata investerare som tar på sig eventuella risker förknippade med dessa val. Det är ett enkelt system som kan leda till mer volatilitet i grossistpriserna på el.

Med antagandet av lagförslag 18, Ellagstiftningen (Capacity Market Termination) Amendment Act, avslutade United Conservative Party (UCP) planerna från den tidigare regeringen under Rachel Notley att se över elsystemet, att gå bort från Energy Only Market till en kapacitetsmarknaden. På en kapacitetsmarknad är prisvolatiliteten mindre eftersom elproducenten inte bara får betalt för att generera kraft, utan också för att upprätthålla en högre kapacitetsnivå för att kunna svara på efterfrågetoppar.

Enligt IEA gjordes från 1999 till 2009 förändringar i elsektorns struktur i de flesta provinser i Kanada mot en viss liberalisering av marknaden . Tillvägagångssätten för att ändra reglering och marknadsdesign skilde sig från provins till provins. Rapporten sade att konkurrenskraftiga grossistmarknader främjades på 1990-talet som en del av liberaliseringsprocessen. Av alla kanadensiska provinser var det bara Alberta som hade en effektiv öppen marknad på grossist- och detaljhandelsnivå. Enligt IEA tillhandahåller ett fåtal dominerande integrerade elbolag huvuddelen av elproduktion, överföring och distributionstjänster. Rapporten rekommenderade uppdelning av dessa tjänster.

Byråer och deras roller

1996 började Alberta att omstrukturera sin elmarknad bort från traditionell kostnads-för-tjänst - reglering till ett marknadsbaserat system som inkluderade skapandet av armlängds elektricitetssektorbyråer under 1996 års Electric Utilities Act . De etablerades för att övervaka provinsens elsystem; att skapa ett elsystem som är "pålitligt", "prisvärt", och som också minskar föroreningar som skadar Albertans hälsa och miljö, samtidigt som man säkerställer en konkurrenskraftig marknad för industriinvesterare.

Dessa byråer inkluderar Alberta Electric System Operator (AESO), Balancing Pool, Alberta Utilities Commission (AUC), Utilities Consumer Advocate (UCA) och Market Surveillance Administrator.

Alberta Electric System Operator (AESO)

AESO har ingen branschanknytning och äger inte marknadstillgångar. Det är en oberoende systemoperatör som leder planeringen och driften av Alberta Interconnected Electric System (AIES) och Balancing Pool. AESO underlättar öppen tillgång till nätet genom att främja en konkurrenskraftig elmarknad. AESO samarbetar med elbranschen genom att konsultera med återförsäljare, elproducenter och ägare av överföringsanläggningar som AltaLink, ATCO, ENMAX och EPCOR. AECO styrs av en oberoende styrelse utsedd av provinsens energiminister. AESO samlar in och utvärderar information om branschen. Påföljder och böter rekommenderas av MSA att ställas inför AUC.

Alberta Utilities Commission (AUC)

Alberta Utilities Commission (AUC) ersatte Electric Utilities Board (EUB) genom att helt reglera distributions- och överföringstjänster för allmännyttiga tjänster som tillhandahålls av investerarägda företag. AUC beslutar om påföljder, regler och tar in ansökningar relaterade till elmarknaden. Som en del av omstruktureringen reglerade Energibolagsnämnden inte längre grossistpriserna på el och kunderna kunde välja sin elhandlare. EUA föreskrev att all elektrisk energi köpt och såld i Alberta måste bytas ut genom Power Pool som "fungerade som en oberoende, central, öppen pool." Det fungerade som en "spotmarknad med avsikt att matcha efterfrågan med det lägsta kostnadsutbudet och fastställa ett timpris för poolen." Enligt Energy Utilities Board (EUB)s nyligen implementerade omstrukturerade tariffer inom elkraftsindustrin, "var varje större kraftverk skyldig att ansöka om att "separera sina produktions-, överförings- och distributionskostnader".

I södra Alberta drabbades flera områden av ett roterande elavbrott den 25 oktober 1998, som undersöktes av provinsens elövervakning, EUB. Som svar på EUB-rapporten den 4 november 1998 skapades en ny industri-statlig arbetsgrupp och nya regler infördes.

Regulated Rate Option (RRO) hänvisar till standardreglerad taxa för el eller rörlig taxa för småföretag och privata konsumenter som inte ingick ett avtal med en av de trettio detaljhandelsleverantörerna av el. RRO kan ändras varje månad. AUC reglerar de fem investerar- och kommunalt ägda företagen som de godkänt för att tillhandahålla tjänsten Regulated Rate Option (RRO) till Albertans—AltaGas Utilities, City of Lethbridge, Direct Energy Regulated Services (DERS), ENMAX Power. Dessa RRO-leverantörer inkluderar Epcor Distribution och FortisAlberta för trådtjänster och ENMAX Power och EPCOR Energy för el. Baserat på geografiskt läge i provinsen har regeringen endast utsett en RRO-el- och naturgasleverantör för elkonsumenter i bostäder och företag. I hela provinsen finns det bara fem RRO-leverantörer. Av dessa tillhandahåller fyra el och tre tillhandahåller naturgas. Staden Lethbridge är RRO-elleverantör för 34 000 kunder i den kommunen.

Alberta började registrera energinödvarningar för bristande elförsörjning med början 2000. Sedan dess har de rapporterat 42 EEA, varav endast två nådde en nivå 3 där AESO var tvungen att uppmana till "avskaffande av elbelastning" eller minska service till konsumenter . Den första inträffade den 24 juli 2006 och den andra ägde rum den 9 juli 2012.

Medan det genomsnittliga grossistpriset för pool under högtrafik var cirka 70 USD/MWh sedan 2000 och 31 USD/MWh under lågtrafik, var genomsnittspriset den 12 augusti 2021 142 USD/MWh med ett genomsnitt på 103,51 USD för 2021 hittills, vilket representerar det högsta priset på 20 år, enligt AESO-data.

Marknadsövervakningsadministratör

Market Surveillance Administrator (MSA) är övervakningsbyrån för elmarknaden som bevakar konkurrensfördelar. Även om AESO har en roll att samla in information och rekommendera områden för utvärdering, kan endast MSA rekommendera straff eller böter till AUC.

Balanseringspool

Balanseringspoolen prognostiserar utgifter och intäkter och hanterar betalningar och vissa kraftproduktionstillgångar. Den anger också AESO:s befogenheter och ansvar och implementerar policyer. Bland dess bestämmelser var skapandet av Power Pool of Alberta (Power Pool), en clearingenhet på grossistmarknaden. Genom AESO skapades en spotmarknad.

All elenergi som köps och säljs i provinsen byts endast ut via Power Pool of Alberta – den centrala, icke-vinstdrivande, oberoende och öppen tillgångsenhet som har drivit den konkurrensutsatta grossistmarknaden för el och leverans av el generation sedan starten 1996.

Lokala distributionsföretag, antingen investerare eller kommunalt ägda, behöll leveransskyldigheten och de sex största kraftverken tilldelades en andel av produktionen från befintliga generatorer till ett fast pris.

Power Pool är en icke vinstdrivande enhet som drev "den konkurrensutsatta grossistmarknaden inklusive leverans av produktion." Power Pool matchade det lägsta prissatta utbudet med efterfrågan som fungerade som spotmarknad genom att fastställa ett poolpris som reviderades varje timme baserat på 60 marginalpriser varje minut. Endast de erbjudanden som accepteras genererar ström och får AESO-poolpriset. Alla erbjudanden accepteras för att få samma pris, poolpriset, inte det erbjudna priset." Efter skapandet av Power Pool steg elpriset avsevärt, från det lägsta priset i Nordamerika till det tredje högsta 2001.

Utilities Consumer Advocate (UCA)

Utilities Consumer Advocate (UCA) hjälper konsumenter att förstå deras paketerade energiräkningar som inkluderar både el och naturgas. De ger detaljerad information på deras ständigt uppdaterade hemsida. Detta inkluderar verktyg som hjälper konsumenter att välja en av de trettio elleverantörer i detaljhandeln med hjälp av kostnadsjämförelser, och för att ge hjälp med att förstå elräkningar som är mycket detaljerade.

Mix av elproduktion

Huvudartikel: Lista över generatorstationer i Alberta

Kolgenererad el var ryggraden i Albertas elsektor. 2013 stod kol för 55 % av det totala, naturgas stod för 35 % och förnybar och alternativ energi stod för 11 %. Dessa renare källor inkluderade "vind, vattenkraft, biomassa och kraftvärme".

Kol

Huvudartikel: Kol i Alberta
The Sheerness Generating Station , nära Hanna. Det koleldade kraftverket på 760 MW togs i drift 1986 och var ett samriskföretag mellan ATCO och TransAlta . Den genomgick en kol-till-gas-omvandling.

Nittio procent av Kanadas användbara kolresurser, inklusive olika kolkvaliteter, från brunkol av lägre kvalitet till semiantracit , finns i Western Canadian Sedimentary Basin (WCSB), som ligger bakom de tre västra provinserna Alberta, British Columbia och Saskatchewan . Brunkol, som främst används för elproduktion, är lätt att bryta och har använts i Alberta sedan 1800-talet för att producera el.

Koleldade kraftverk som eldade kol för att generera elektricitet var "ryggraden" i Albertas elsystem.

IEA rapporterade att Alberta hade de näst högsta växthusgasutsläppsnivåerna i Kanada (190 Mt) och stod för 27 % av Kanadas totala utsläpp. Bara Ontario var högre med 234 Mt som stod för 33 % av landets utsläpp 2006. 2007 infördes en ny policy för att minska utsläppen av växthusgaser med 12 %, med början med stora utsläppare som koleldade kraftverk, massabruk och oljesandprojekt . Alberta var den första jurisdiktionen i Nordamerika som införde en koldioxidskatt – förordningen om specificerade gasutsläpp, eller SGER, ansågs vara en framgångssaga.

Installerad kapacitet nådde 12 834 megawatt 2009, med kol (5 692 MW) och naturgas (5 189 MW) som representerade huvuddelen av provinsens produktionsflotta.

Under 2013 fortsatte Albertas generationsmix att "domineras av kol" med 55 %, naturgas med 35 % och förnybara och alternativa källor till 11 %, vilket inkluderade "vind, vattenkraft, biomassa och kraftvärme", enligt 2017 års rapport från International Energy Agency (IEA). Den näst största elkällan kom från naturgas som hade ökat sin representation från 29 % 2004 till 35 % 2013. År 2013 stod förnybar och alternativ energi för 11 % av produktionsmixen och inkluderade vindkraftsparker, vattenkraft, biomassa och samgenerering.

Enligt Albertas ekonomer, Andrew Leach och Blake Shaffer, hade andelen Alberta generationsmix som levereras av kol sjunkit från 50 % 2015 till 27 % 2020, utan en ökning av elpriset eller ett avbrott i tjänsten under 5- års övergångsperiod.

Capital Powers Genesee Generating Station enheter 1 & 2 började användas 1989 respektive 1994.

Heartland Generations Battle River Generating Station enheter 1 & 2 i Forestburg började arbeta 1998.

Capital Powers Keephills Generating Station enhet 3 i Duffield (2021)

TransAlta valde att snabbt gå över från koleldade anläggningar till naturgas som delvis finansierades av Brookfield Renewable Partners investering på 750 miljoner CA$. Den 2 februari 2021 hade TransAlta konverterat den första av tre planerade konverteringar. I slutet av december 2021 hade TransAlta slutfört en fullständig omvandling från termiskt kol till naturgas vid sin Keephills Unit 3-anläggning, som ligger nära Keephills, Alberta . TransAlta pensionerade Sundance Power Station Unit 1 2017, 2 2018 och 3 2020, 5 2021. Sundance 6 omvandlades till naturgas 2021. Keephills Generating Station Unit 1 i Duffield togs i pension 2021. Keephills, och Units 3 konverterades till naturgas 2021. Både Sheerness Unit 1 och 2 konverterades till naturgas 2021 och 2020. Provinsiella och federala kolpriser och koldioxidskatter var bland de faktorer som gjorde kol till en skuld istället för en tillgång, enligt TransAlta. Sundance Power Stations enheter 4 och 5 startade sin verksamhet 2021.

Milner Powers HR Milner Generating Station i Grande Cache i västra centrala Alberta togs i bruk 1972 som ett koleldat kraftverk . 2011 beviljade Alberta Utilities Commission Milners interimistiska godkännande att expandera från en koleldad anläggning på 150 megawatt till en anläggning på 500 megawatt utan någon offentlig utfrågning eller meddelande om ansökan. Farhågor väcktes av Ecojustice och Pembina Institute när federala växthusgasbestämmelser trädde i kraft 2015. År 2011 hade Alberta med sina elva koleldade anläggningar flest av alla kanadensiska provinser.

TransAltas enheter 1–4 i Wabamun Generating Station 537 megawatt (MW) genererande anläggning i Wabamun byggdes 1956 och gav ström i 54 år som TransAltas "hörnstenstillgång". Den avvecklades helt 2010.

År 2021 stod kol endast för 20 % av den totala elproduktionsmixen i Alberta jämfört med 80 %. Kol ersattes med naturgas och förnybar och alternativ energi.

Naturgas

Naturgas har varit en stor bidragsgivare till Albertas elproduktionsmix, näst efter kol i många decennier. Tillsammans med Albertas naturgasproduktion med mycket hög kapacitet på grund av dess naturliga försörjningsbassäng, har provinsen en av de viktigaste naturgasinfrastrukturerna i Nordamerika, som inkluderar lagringskapacitet och ett exportledningsnätverk. Vid AECO "C", en naturgaslagringsanläggning nära Suffield i sydöstra Alberta nära Medicine Hat , i Alberta Energy Company (AEC) började rapportera dagliga spotpriser på naturgas 1993. AEC är nu känd som EnCana . AECO "C"-spotpriset blev ledande när det gäller riktmärken för att fastställa priset på naturgas i Nordamerika.

Suffield-anläggningen och Countess Facility söder om Drumheller i södra centrala Alberta, söder om Drumheller utgör Rockpoints AECO Hub TM . Lagringsanläggningen i Suffield, en av Nordamerikas största nav för naturgas. Historiskt sett har kostnaden för naturgas i detta nav den lägsta inköpskostnaden i Nordamerika. Medan Albertas naturgasresurser är betydande, är långdistanstransporter för export kostsamma. Den näst största elkällan kom från naturgas som hade ökat sin representation från 29 % 2004 till 35 % 2013.

Kraftvärme

Kraftvärme , även känd som kombinerad värme och kraft (CHP), avser kraftverk som producerar både värme och el samtidigt. Dessa effektivare kraftvärmeverk ger färre utsläpp av växthusgaser.

Förnybar energi

Vindsektorn, särskilt i södra Alberta, har sett en viss betydande tillväxt från 1,1 % av den totala produktionen 2005 till 6,9 % 2017, enligt National Energy Board.

År 2013 inkluderade förnybara och alternativa energikällor vindkraftparker, vattenkraft, biomassa, geotermisk energi och kraftvärme, och representerade 11 % av produktionsmixen.

Andra förnybara energikällor inkluderar kraftvärme, kärnkraft och biomassa. När det gäller operativa projekt är vind den största förnybara källan, sedan vattenkraft, följt av biomassa och solenergi, enligt University of Albertas Alberta Energy Market Profile 2018.

Vattenkraft

På 1910-talet byggde Alberta vattenkraftanläggningar. Men byggandet av kol- och naturgaseldade anläggningar överträffade vattenkraften.

På 1950-talet stod vattenkraften för 50 % av Albertas elektricitet, men 2010 har detta minskat till 7 %. Under 2018 fanns inga förslag på vattenkraftsprojekt.

År 2018 låg Alberta bakom andra provinser när det gäller att utveckla förnybar energi. Under de 44 år som det progressiva konservativa partiet satt vid makten var olje- och gasproduktion prioritet utan förnybar energi.

I sin "slutrapport för Alberta Utilities Commission Update on Alberta's Hydroelectricity Energy Resources" 2020 utvärderade Hatch-konsultföretaget Alberta-flodbassängens utvecklingspotential: Athabasca River Basin: 13 050 GWh; Churchill River Basin: Ingen vattenkraftspotential; Hay River Basin: 100 GWh; Milk River Basin: Ingen vattenkraftspotential; North Saskatchewan River Basin: 8 270 GWh; Peace River Basin: 19 720 GWh; Red Deer River: 340 GWh; Slavflodsområdet: 7 640 GWh; South Saskatchewan River Basin: 3 930 GWh.

Vattenkraft har varit Kanadas största elkälla historiskt. Men många anläggningar åldras och är i behov av dyra reparationer. De höga byggkostnaderna har ofta lett till överskridanden och med många andra billigare förnybara alternativ bör framtida vattenkraftsprojekt övervägas med försiktighet.

Vind

Den första kommersiella vindkraftsparken i Kanada, TransAltas vindkraftverk i Cowley Ridge , nära Pincher Creek , Alberta, färdigställdes 1993.

2006 var TransAtlas vindkraftsparker begränsade till 400 megawatt vindkraft, eftersom installationen av kraftledningar inte höll jämna steg med byggandet av vindkraftverk.

Endast 40 % av vindkraftverken i Kanada togs i drift före 2010. Med tiden blev de större och högre, och deras kapacitet och sofistikering ökade, enligt den federala naturresursavdelningens senior vindingenjör. År 2010 hade vindkapaciteten nått 657 MW och vattenkraftskapaciteten producerade 900 MW.

År 2020 hade Alberta 900 vindkraftverk. Endast två provinser hade fler; British Columbia hade 2 663 turbiner, vilket representerade ungefär 40 % av Kanadas totala mängd, och Quebec hade 1 991.

Sol och geotermisk energi

Se även: Geotermisk kraft i Kanada

Lista över alla geotermiska kraftverk i Alberta.

Proposition 36: Lagen om geotermisk resursutveckling infördes den 20 oktober 2020 för att skapa tydliga policyer och regler för den "framväxande industrin" för att uppmuntra investeringar i geotermisk resursutveckling i Alberta. Det finns över 388 500 MW outnyttjad geotermisk produktion i Alberta. År 2020 var Albertas totala installerade produktionskapacitet 16 515,13 MW som jämförelse.

Terrapin Geothermics Greenview Geothermal Power Plant för 90 miljoner dollar (Alberta nr 1) i det kommunala distriktet Greenview nr 16, som förväntas vara online 2023, fick 25,45 miljoner dollar i finansiering från Natural Resources Canada (NRCan) ). Anläggningen blir den första att producera geotermisk energi i Alberta.

Väte

Pennsylvania-baserade Air Products bygger ett "netto-noll väteenergikomplex" nära Edmonton som när det är färdigställt 2024 kommer att använda naturgas för att producera det rent brinnande vätebränslet. Air Products har redan tre vätgasanläggningar i provinsen. Vätgas kommer att användas för att generera el.

Miljöpolitik

En av Albertas regerings stora lagstiftningar när det gäller jurisdiktion över Energy Resources and Conservation Board (ERCB) var 1960 års Gas Utilities Act.

1961 infördes nya provinsiella luftkvalitetsnormer som begränsar utsläppen av svavelväte och svaveldioxid.

Som svar på FN:s konferens om miljö och utveckling i Rio de Janeiro i juni 1992 , är Kanada och över 160 andra länder överens om att arbeta för hållbar utveckling genom att begränsa utsläppen av växthusgaser som påverkar den globala klimatförändringen .

1994 skapades Alberta's Department of Environmental Protection genom en sammanslagning av två avdelningar, Department of Forestry och Department of Land and Wildlife. Energidepartementet delades upp i 5 nyskapade divisioner.

1995 bildades Alberta Energy and Utilities Board (AEUB) genom en sammanslagning av Public Utilities Board sammanslagna med Energy Resources and Conservation Board (ERCB) för att öka effektiviteten och för att effektivisera processen för att reglera energi och verktyg. ERCB var tidigare Petroleum and Natural Gas Conservation Board. ERCB blev Alberta Energy Regulator 2013.

Från och med 2008 var Albertas elsektor den mest kolintensiva av alla kanadensiska provinser och territorier, med totala utsläpp på 55,9 miljoner ton CO
2 -ekvivalenter 2008, vilket stod för 47 % av alla kanadensiska utsläpp inom el- och värmeproduktionssektorn.

År 2013 hade skiffergas blivit en betydande del av gasförsörjningen. En från Natural Resources Canada från 2012 drog slutsatsen att miljöpåverkan från skiffergas i termer av växthusgasutsläpp var betydligt mindre än kol. vilket bekräftade fynden i USA.

Baserat på IEA:s tionde upplaga av december 2020 av deras årliga marknadsrapport om kol, accelererade globalt övergången mot ren energi bort från kolintensiva bränslen, som kol, för att minska utsläppen av växthusgaser. IEA-rapporten sa att efterfrågan på kol hade nått en topp globalt under 2013. Faktorer som bidrog till den minskade globala efterfrågan, inkluderade ökningen av produktionen av gas som en del av USA:s skifferrevolution, den accelererade ökningen av vind- och solenergiproduktionen , och ökning av antagandet av offentlig politik relaterad till klimatförändringar. Under 2017 och 2018 skedde en kort uppgång i efterfrågan på kol. Även om den globala andelen elproduktion endast sjönk från 40 % 2009 till 36,5 % 2019, fanns de flesta kolproducenter i Indien och Kina.

Marknadskomponenter

Ytterligare information: TransAlta , ENMAX , EPCOR och Lista över kraftverk i Alberta

Albertas elmarknad består av sex grundläggande komponenter och funktioner.

Elproduktionssektorn

Sjutton företag levererar el till nätet . Fem av dessa leverantörer – ATCO Power, Enmax , Capital Power Corporation , TransAlta och TransCanada Corp. – tillhandahåller cirka 80 % av provinsens produktionskapacitet.

Generationssektorn i Alberta domineras av TransAlta (tidigare Calgary Power), ENMAX och Capital Power Corporation , en avknoppning av Edmontons kommunalt ägda företag EPCOR . Allmännyttiga företag i Alberta inkluderar också vindkraftverken Bullfrog Power , TransAlta Corporation , Alberta Power limited, AltaLink , ATCO Power och FortisAlberta. Även om 5 700 megawatt ny generation lades till och 1 470 megawatt från gamla anläggningar togs i pension mellan 1998 och 2009, stod kol fortfarande för 73,8 % av den allmännyttiga elkraften 2007, följt av naturgas, med 20,6 %.

Det Calgary-baserade energiföretaget TransAlta rapporterade en ökning på 405 miljoner USD under tremånadersperioden från 30 september till 31 december 2021, jämfört med 2020.

Tråd

Albertas transmissionsnät, som ägs i sektioner av företag som TransAlta , AltaLink och ATCO Electric, transporterar sedan el som produceras av genererande leverantörer till grossisthandlare eller återförsäljare av el. Anslutningar till BC, Saskatchewan och Montana tillåter import och export av konkurrenskraft.

Grossistköpare

Det finns cirka 160 elköpare i grossistledet, av vilka många också är återförsäljare till andra slutanvändare som ENMAX , EPCOR , Fortis Alberta och Direct Energy .

Tillförsel

Från 1998 till 2008 lades mer än 4 700 megawatt (MW) av ny generation till provinsens strömförsörjning.

Även om 5 700 megawatt ny generation tillkom och 1 470 megawatt från gamla anläggningar togs i pension mellan 1998 och 2009, stod kol fortfarande för 73,8 % av den allmännyttiga elkraften 2007, följt av naturgas, med 20,6 %.

Efterfrågan

2017 var Alberta den fjärde största elkonsumenten per capita i Kanada, vilket representerade en "förbrukning på "28 % mer än det nationella genomsnittet" med en "årlig elförbrukning per capita" på 18,7 megawattimmar (MW.h). Efterfrågan på el hade vuxit med 22 % mellan 2005 och 2017.

Under covid-19-pandemin minskade den årliga efterfrågan på el 2020 och ökade med cirka 3 % till 2021, i takt med att provinsens ekonomi återhämtade sig.

Bostadssektorn

Bostadssektorn inkluderar värme- och kylsystem för hem, hushållsapparater, varmvattenberedare och belysning.

Detaljhandelskonsumenter har möjlighet att köpa el till konkurrenskraftiga priser från tredjepartsförsäljare som Just Energy eller till reglerade priser genom det lokala elnätet som ENMAX och EPCOR .

Elkostnader för slutanvändare

Enligt Statista 2021, jämfört med andra kanadensiska provinser och territorier, var elkostnaderna för slutanvändare i Alberta på 16,6 cent per kWh, under genomsnittet på 17,9 cent per kWh. De högsta siffrorna var i Northwest Territories och Nunavut med 38,2 och 37,6. De lägsta kostnaderna var i Québec på 7,3. Manitoba på 9,9, British Columbia på 12,6, New Brunswick på 12,7, Ontario på 13 och Newfoundland och Labrador på 13,8 var alla lägre än Alberta. Statista sa att Québecs el var billigare på grund av antalet vattenkraftsdammar i hela provinsen. NWTs och Nunavut betalar mest på grund av deras avlägsna läge som ofta är beroende av dieselbränsle för att generera elektricitet.

En studie från 2013 jämförde enhetspriset på el i storstäder i Kanada och USA. Calgarys enhetspris var 14,81 cent per kWh, jämfört med 6,87 cent per kWh i Montreal, 15,45 i Halifax. I april 2013 rankades Calgary på tredje plats (med en genomsnittlig månadsbetalning på 216 USD baserat på en månatlig förbrukning på 1 000 kWh) och Edmonton på fjärde plats (202 USD per månad) i Kanada jämfört med andra städer när det gäller höga elräkningar. Halifax placerade sig först och sämst i Kanada med $225 per månad. Jämfört med andra städer i Nordamerika hamnade Calgary och Edmonton på sjua och åttonde plats när det gäller de högsta elkostnaderna. Vancouver, BC var bland de billigaste ($130 per månad). I Alberta utgör energiutgifterna (utan bensinkostnader) 2,3 % av hushållens totala utgifter.

Efter den omstrukturering och avreglering som inleddes 1996 ökade elpriserna för konsumenter oproportionerligt i förhållande till kostnaden för att producera el. Kostnaden för att producera el var cirka 3,5 cent per kilowattimme år 2000. Medelpriset för konsumenterna var över 13 cent per kWh. Provost sa att elproducenternas intäkter ökade med cirka 2 eller 2 miljarder CA$ årligen eftersom konsumenterna betalade mer för el.

Som svar på konsumenternas klagomål om höga priser under 2001, implementerade regeringen en reglerad ränta (RRO), som ett sätt att skydda konsumenter från prisvolatilitet.

Elpriserna i Alberta sjönk till mindre än 4 cent per kWh 2015.

Ett historiskt lågt elpris i provinsen nåddes 2017, då de sjönk till 2,88 cent/kWh.

Under det elpristak som hade reglerade elpriser som införts av NDP betalade konsumenter som hade alternativet med reglerad taxa (RRO) med reglerad taxeoption (RRO) högst 6,8 cent per kWh.

Sedan 2018 har elpriserna i Alberta stadigt stigit.

Premiärminister Jason Kenney skrotade Albertas elpristak som hade reglerat elpriserna i höstens 2019 provinsbudget.

I januari 2022 nådde elpriserna rekordhöga på mer än över 16 cent/kWh i Edmonton och Calgary. Överförings- och distributionsavgifter lades på elpriset.

Kommersiell sektor

Kommersiell sektor omfattar kommersiella värme- och kylsystem samt belysning i kommersiella byggnader och kontor.

Den kommersiella sektorn förbrukade 17,2 TW.h el under 2017 och bostadssektorn förbrukade 10,3 TW.h.

Industrisektorer

Industrisektorn omfattar gruvverksamhet, såsom oljesand, kolbrytning, tillverkningsverksamhet, konstruktion och skogsbruk. Industriella konsumenter står för cirka 28 % av den el som förbrukas i Ontario. Denna konsumtion beräknas förbli stabil.

Gränsöverskridande grossistmarknad

Alberta importerar och exporterar enligt marknadsförhållanden med Montana och närliggande provinser, British Columbia och Saskatchewan. BC och Saskatchewan har avtal med Alberta som kallas "interties" genom vilka Available Transfer Capability (ATC) specificeras.

Trots de stora skillnaderna i marknadsdesign och på grund av stora skillnader i blandningen av produktionstillgångar har elsystemen i Alberta och British Columbia ett unikt symbiotiskt förhållande. BC kan ge en marknad för Albertas lågtrafiköverskott och en topptillgång för Albertas krisperioder. Investeringsklimatet i Alberta har lockat till sig en stadig ström av privata investerarfinansierade produktionsprojekt sedan 1996. Detta är en av anledningarna till att Albertas elsystem har tillhandahållit pålitlig, hållbar kraft även under perioder av snabb ekonomisk tillväxt [ citat behövs ] .

Fördelning av städer i Alberta

Alberta och grannlandet British Columbia är köpare och säljare av varandras makt. Historiskt sett importerar kommersiella parter i Alberta energi under perioder med hög efterfrågan. På samma sätt sker export från Alberta ofta under lågtrafik (helger, kvällar eller lagstadgade helgdagar när efterfrågan i Alberta minskar eller när det finns ett överflöd av vindenergi under lågtrafik). Denna energihandel ger fördelar för båda provinserna.

Krafthandeln mellan de två provinserna bygger delvis på geografi . Alberta har historiskt haft kol och naturgas , medan BC:s generation är till stor del vattenkraft.

Oavsett om det beror på tillfällig hög efterfrågan, brist på tillgång eller båda, köper kommersiella parter i Alberta el från sin västra granne genom Alberta Electric System Operator. Däremot kan kommersiella parter exportera el i Alberta under lågtrafik. Under den perioden använder BC den kraften för att minska sin vattenkraftsproduktion eller så leds den energin vidare till elmarknaden i Pacific Northwest.

Kommersiella parter i Alberta köper el från BC under perioder med hög förbrukning, ovanligt kalla eller varma dagar eller när ett större antal generatorer än normalt står nere för underhåll. Historiskt sett köpte British Columbia el från Alberta under lågtrafik. På senare tid tenderar köp från Alberta att ske när det finns ett överflöd av vindkraft under perioder med låg efterfrågan i Alberta. Denna handel gynnar båda provinserna att utnyttja sin produktions- och lagringskapacitet och använda tillgångar mer effektivt. Dessutom sätter det konkurrenstryck på kraftpriserna i båda provinserna.

Elimport från Alberta utgör bara 3 % av all import till BC. Faktum är att BC exporterar sex gånger så mycket som den importerar från Alberta, vilket bidrar till att avsevärt minska utsläppen av växthusgaser där.

Se även

Anteckningar

externa länkar

Citat

Hämtad från " https://en.wikipedia.org/w/index.php?title=Electricity_policy_of_Alberta&oldid=1136328702 "