BC Hydro

La Autoridad de Energía y Energía de Columbia Británica , que opera como BC Hydro , es una empresa eléctrica canadiense en la provincia de Columbia Británica . Es el principal distribuidor de electricidad, prestando servicio a más de 4 millones de clientes en la mayoría de las áreas, ^{[ 3 ]} con la excepción de la ciudad de New Westminster , donde la ciudad gestiona su propio departamento eléctrico ^{[ 4 ]} y partes de las regiones de West Kootenay , Okanagan , Boundary Country y Similkameen , donde FortisBC , una subsidiaria de Fortis Inc. , proporciona directamente servicio eléctrico a 213 000 clientes y abastece a las empresas de servicios públicos de propiedad municipal en la misma área. ^{[ 5 ]} Como corporación provincial de la Corona , BC Hydro rinde cuentas al Ministerio de Energía, Minas e Innovación Baja en Carbono de Columbia Británica y está regulada por la Comisión de Servicios Públicos de Columbia Británica (BCUC). Su mandato es generar, comprar, distribuir y vender electricidad.

BC Hydro opera 32 instalaciones hidroeléctricas y dos centrales térmicas alimentadas con gas natural . En 2014, el 95 por ciento de la electricidad de la provincia se producía en centrales hidroeléctricas, que consisten principalmente en grandes represas hidroeléctricas en los ríos Columbia y Peace . ^{[ 6 ]} Las diversas instalaciones de BC Hydro generan entre 43 000 y 54 000 gigavatios-hora de electricidad anualmente, dependiendo de los niveles de agua. La capacidad nominal de BC Hydro es de 12 049 megavatios. ^{[ 7 ]}

La electricidad se suministra a través de una red de 18.286 kilómetros de líneas de transmisión que operan entre 69 kV y 500 kV, y 55.254 kilómetros de líneas de distribución. BC Hydro cuenta con dos rutas de interconexión principales : su sistema está interconectado con el Operador del Sistema Eléctrico de Alberta a través de la Ruta 1 de WECC y con la Administración de Energía de Bonneville a través de la Ruta 3 de WECC.

Para el año fiscal 2013-2014, el volumen de ventas de electricidad nacional fue de 53.018 gigavatios-hora, los ingresos fueron de 5.392 millones de dólares canadienses y el beneficio neto fue de 549 millones de dólares canadienses . ^{[ 8 ]}

BC Hydro se creó en 1961 cuando el gobierno de Columbia Británica, bajo el mandato del primer ministro WAC Bennett , aprobó la Ley de BC Hydro . Esta ley conllevó la expropiación de BC Electric Company y su fusión con BC Power Commission, para crear la Autoridad de Energía Hidroeléctrica de Columbia Británica (BCHPA). ^{[ 9 ]}

La Comisión de Energía de Columbia Británica fue establecida con la Ley de Energía Eléctrica de 1945 por el Primer Ministro John Hart . El mandato de la Comisión de Energía era fusionar las instalaciones de generación y suministro eléctrico existentes en toda la provincia que no contaban con servicio de BC Electric, y extender el servicio a las numerosas comunidades más pequeñas que carecían de electricidad. ^{[ 10 ]}

La BC Electric Company comenzó como British Columbia Electric Railway (servicio de tranvías e iluminación) en Victoria , Vancouver y New Westminster en 1897. La energía se generaba mediante centrales de vapor alimentadas con carbón. El aumento de la demanda durante el auge económico de la época eduardiana llevó a BC Electric a buscar la expansión mediante el desarrollo de energía hidroeléctrica en el lago Buntzen y, posteriormente, en el lago Stave . El crecimiento y la expansión sostenibles de los servicios de energía eléctrica, tranvías y gas de carbón convirtieron a BC Electric en una importante empresa de la región.

También por esta época, los aserraderos y las fábricas se electrificaron, lo que incrementó aún más la demanda de energía eléctrica. BC Electric construyó más centrales hidroeléctricas en la provincia. De igual modo, los pueblos pequeños también construyeron y operaron sus propias centrales eléctricas. Asimismo, se construyeron más líneas de transmisión eléctrica. En la década de 1920, se construyeron presas y centrales hidroeléctricas en la isla de Vancouver, en los ríos Puntledge , Jordan y Elk .

Para la época de la Primera Guerra Mundial , los automóviles privados y los minibuses comenzaban a afectar el tráfico de tranvías. Se planificaron nuevas represas, incluyendo el desvío del río Bridge hacia el lago Seton , cerca de Lillooet , pero la depresión económica de la década de 1930 frenó esta expansión. Con la depresión también aumentó el número de pasajeros y disminuyó el mantenimiento del sistema de tranvías. En 1947, la Comisión de Energía de Columbia Británica completó la central hidroeléctrica John Hart en Campbell River . A principios de la década de 1950, los tranvías y trenes interurbanos obsoletos fueron reemplazados por trolebuses eléctricos y autobuses diésel. BC Electric finalmente completó la central hidroeléctrica de Bridge River en 1960.

En 1958, BC Electric inició la construcción de la central hidroeléctrica Burrard, que funcionaba con petróleo (posteriormente convertida a gas natural), cerca de Port Moody . Se inauguró en 1961 y operó solo de forma intermitente cuando fue necesario. En 2001, representaba más del 9 % de la generación bruta medida de BC Hydro. Las calderas de gas de la central Burrard se desmantelaron en 2016 para reducir la dependencia de los combustibles fósiles, y la planta continúa utilizándose como instalación de condensación síncrona .

El 1 de agosto de 1961, pocos días después del fallecimiento del presidente de la compañía, Dal Grauer , el gobierno de la Columbia Británica aprobó la legislación que transformó a BC Electric de una empresa privada a una corporación estatal conocida como BC Hydro.

La responsabilidad de la nueva corporación incluye la gestión de los tramos de la ruta del ferrocarril eléctrico de la Columbia Británica que aún están en funcionamiento, la operación del transporte público del sistema de trolebuses de Vancouver (que comprende una parte de las rutas de autobuses urbanos de Vancouver), así como todas las operaciones de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.

En 1988, BC Hydro vendió su División de Gas, que distribuía gas natural en la región del Lower Mainland y Victoria, a Inland Natural Gas. Inland cambió su nombre a BC Gas, y en 2003 fue vendida y volvió a cambiar de nombre a Terasen Gas. En 2007, Terasen vendió la operación de gas a FortisBC .

En 1988, las operaciones ferroviarias restantes de BC Hydro se vendieron a Southern Railway of British Columbia . ^{[ 11 ]} BC Hydro sigue siendo propietaria de la vía férrea de la antigua ruta interurbana de BC Electric Railway que pasa por Burnaby y New Westminster (sobre la cual se construyó una parte de la línea Skytrain Expo ), así como de la vía férrea desde North Delta a través de Surrey, Langley y Abbotsford hasta Chilliwack (que continúa siendo operada por Southern Rail). Un segmento de la ruta de BC Hydro a través de Langley también está arrendado a BC Rail para conectar la línea principal de Canadian National Railway , Burlington Northern Santa Fe y el Superpuerto de Roberts Bank . ^{[ 12 ]}

En 2003, el gobierno de la Columbia Británica aprobó varias leyes para redefinir y regular las empresas de servicios eléctricos en la provincia. La Ley de la Corporación de Transmisión creó la Corporación de Transmisión de la Columbia Británica (BCTC) como proveedor independiente de transmisión, pero esta solo existió hasta 2010, cuando se reincorporó a BC Hydro.

También en 2003, BC Hydro privatizó y subcontrató muchas de sus funciones de apoyo, incluyendo a 1540 de sus empleados en sus grupos de Servicio al Cliente, Servicios de TI de Westech, Servicios de Redes Informáticas, Recursos Humanos, Sistemas Financieros, Compras y Servicios de Edificios y Oficinas. Estos servicios se subcontrataron primero a Accenture , ^{[ 13 ]} y luego a Telus y Fujitsu .

En la última semana de agosto de 2015, la compañía experimentó lo que entonces describió como su mayor apagón después de que una tormenta de viento azotara la costa sur los días 29 y 30 de agosto de 2015. ^{[ 14 ] [ 15 ]} Afectó a más de 710 000 residentes que viven en las regiones de Lower Mainland y la isla de Vancouver de la provincia canadiense de Columbia Británica ^{[ 16 ] [ 15 ]} y duró más de 72 horas en algunos vecindarios. ^{[ 15 ]} Este apagón fue superado por un corte de energía causado por una tormenta invernal de 2018 que dejó a 750 000 personas sin electricidad. ^{[ 17 ]}

Entre 1960 y 1980, BC Hydro completó seis grandes proyectos de generación hidroeléctrica . La primera gran represa se construyó en el río Peace, cerca de Hudson's Hope . La represa WAC Bennett se construyó para crear un embalse de energía para la central hidroeléctrica Gordon M. Shrum, que tiene una capacidad de 2730 megavatios de energía eléctrica y generó un promedio de 13 810 gigavatios-hora de electricidad por año entre 2012 y 2016. Cuando se completó en 1968, la represa era la estructura de tierra más grande jamás construida. El embalse del lago Williston es el lago más grande de la Columbia Británica. Posteriormente se construyó una segunda represa de hormigón más pequeña río abajo, más cerca de Hudson's Hope, para la central hidroeléctrica Peace Canyon , que se completó en 1980.

En virtud del Tratado del Río Columbia con Estados Unidos, BC Hydro construyó varias represas y centrales hidroeléctricas, incluyendo dos grandes proyectos en Mica y Revelstoke , en el río Columbia. La represa de Keenleyside, en el río Columbia al norte de Castlegar, y la represa de Duncan , al norte del lago Kootenay, también se construyeron bajo el mismo tratado y se utilizan principalmente para el control del agua. En 2002 se instalaron dos generadores en Keenleyside, aunque estos son propiedad de Columbia Power Corporation (una corporación estatal independiente) y son operados por ella. La central hidroeléctrica del Canal Kootenay, en el río Kootenay entre Nelson y Castlegar, se completó en 1976. La represa y central hidroeléctrica de Seven Mile , en el río Pend d'Oreille, cerca de Trail, se completaron en 1979.

A finales de la década de 1970 y principios de la de 1980, BC Hydro investigó la viabilidad de la producción de energía geotérmica en Meager Creek , al norte de Pemberton . Tras sus pruebas, concluyeron que la roca subterránea no era lo suficientemente permeable como para justificar la producción de electricidad a gran escala. ^{[ 18 ]} Casi al mismo tiempo, BC Hydro inició un proyecto para desarrollar una central termoeléctrica de carbón en Hat Creek , cerca de Cache Creek, pero lo abandonó en 1981 debido a la fuerte oposición ambiental. ^{[ 19 ]}

En 1989, BC Hydro inició los programas Power Smart y Resource Smart para promover la conservación de energía como alternativa al costo de construir nuevas instalaciones de generación. Desde 2001, BC Hydro se ha centrado en sus programas de conservación y eficiencia energética , reinvirtiendo en sus instalaciones existentes y comprando energía limpia y renovable a productores independientes de energía . Según el "Plan Energético de Columbia Británica" ^{[ 20 ]} , publicado en 2007, BC Hydro debe garantizar que la generación de electricidad limpia o renovable siga representando al menos el 90 por ciento de la generación total. A partir de 2014, el 97 por ciento de la generación de electricidad de BC Hydro proviene de fuentes limpias o renovables y esta generación solo emite 730 000 toneladas de _CO₂ anualmente desde las centrales térmicas. ^{[ 21 ]}

En 1980, el Gobierno de la Columbia Británica creó la Comisión de Servicios Públicos de la Columbia Británica (BCUC) para regular las empresas públicas de energía y actuar como organismo regulador independiente y cuasi judicial en materia de tarifas energéticas. Las operaciones de BC Hydro están supervisadas por esta comisión y se rigen por una Tarifa Eléctrica y una Tarifa de Transmisión de Acceso Abierto.

Productores de energía independientes

La Ley de Contratos de Legado y Patrimonio de Energía Pública de BC Hydro exige que BC Hydro satisfaga las necesidades futuras de energía de la provincia a través de desarrolladores privados. Estas leyes han permitido a los Productores Independientes de Energía (IPP) vender energía a BC Hydro, que está obligada por ley a comprársela incluso con pérdidas. ^{[ 27 ]} En 2011, BC Hydro gastó $567.4 millones en electricidad de IPP. En 2013, BC Hydro tenía 127 Acuerdos de Compra de Electricidad en su cartera de suministro, que representaban 22,200 gigavatios-hora de energía anual y más de 5,500 megavatios de capacidad. ^{[ 28 ]} En 2013, esas compras serán de $781.8 millones en 2013 y de $939.8 millones en 2014, lo que representa aproximadamente el 20% del suministro nacional. ^{[ 29 ] [ 30 ]}

El programa Power Smart de BC Hydro fomenta el ahorro energético entre sus clientes residenciales, comerciales e industriales. El programa también busca promover productos minoristas y de construcción que ahorren energía, e incluye un "Programa de Comunidades Sostenibles". Su programa interno Resource Smart se utiliza para identificar e implementar mejoras de eficiencia en las instalaciones existentes de BC Hydro. BC Hydro también practica el ahorro energético en sus centrales generadoras mediante el monitoreo continuo y el uso eficiente de los recursos hídricos utilizados para alimentar sus generadores.

BC Hydro se comprometió, en el marco del Plan Energético del gobierno de Columbia Británica, a lograr la autosuficiencia en energía eléctrica en la provincia para 2016, con todas las nuevas centrales generadoras con cero emisiones netas de gases de efecto invernadero para ese mismo año. ^{[ 38 ]} En 2013, BC Hydro publicó un Plan Integrado de Recursos que incluye satisfacer al menos el 66 por ciento del aumento previsto en la demanda de electricidad mediante una mayor eficiencia energética. ^{[ 39 ]}

BC Hydro también ha celebrado contratos de compra de energía con una nueva categoría de empresa creada por legislación especial, los Productores Independientes de Energía (IPP, por sus siglas en inglés), para comprar electricidad generada a partir de fuentes renovables intermitentes, principalmente de centrales hidroeléctricas de pasada de pequeña capacidad y, más recientemente, de energía eólica, energía de residuos de madera y energía de residuos orgánicos municipales. ^{[ 40 ]} Esta política ha sido objeto de algunas críticas, ya que implica que Hydro pagará tarifas significativamente más altas a los productores privados de las que pagaría si la energía fuera autogenerada. ^{[ 41 ] [ 42 ]}

La Columbia Británica tiene la política de no desarrollar energía nuclear.

En julio de 2018, BC Hydro operaba 58 estaciones de carga para vehículos eléctricos en la provincia. ^{[ 43 ]} La corporación prevé tener 800 cargadores para vehículos eléctricos instalados para la primavera de 2026. ^{[ 44 ]}

En 2024, BC Hydro firmó acuerdos para nueve proyectos de parques eólicos, que se espera generen en conjunto cerca de 5000 gigavatios-hora anuales, aumentando la capacidad de la red en un 8 % para 2031. Esta inversión de 6000 millones de dólares canadienses en energía eólica subraya los esfuerzos de BC Hydro por satisfacer la creciente demanda de electricidad con soluciones sostenibles. ^{[ 45 ]}

En noviembre de 2013, el Ministro de Energía y Minas de Columbia Británica anunció un plan de 10 años que mantendrá las tarifas de electricidad lo más bajas posible. Los aumentos durante los primeros cinco años serán de entre el 9 y el 3 por ciento anual. ^{[ 46 ]} La rentabilidad de BC Hydro se ve afectada por su gran deuda, que se estima que alcanzará los cinco mil millones de dólares para 2017. ^{[ 47 ]}

El programa de medición inteligente de BC Hydro introdujo en 2011 la instalación de medidores inteligentes Itron C2S0D como obligatoria. ^{[ 48 ]} En 2013, BC Hydro ofreció el programa Meter Choices por entre $20 y $30 mensuales. ^{[ 49 ] [ 50 ] [ 51 ]}

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