NB Power

Reconociendo el importante papel que la electricidad estaba a punto de desempeñar en el desarrollo económico, el primer ministro Walter E. Foster propuso la creación de una compañía eléctrica de propiedad provincial. La Asamblea Legislativa aprobó un proyecto de ley a tal efecto. La Comisión de Energía Eléctrica de Nuevo Brunswick (NBEPC) se creó el 24 de abril de 1920, bajo el ministerio de Peter Veniot (Obras Públicas). Inmediatamente, la comisión, encabezada por su primer presidente, CW Robinson, inició la construcción de una represa hidroeléctrica de 2 millones de dólares canadienses en Musquash , al oeste de Saint John. Para abastecer a las ciudades de Saint John, Moncton y Sussex, también se construyó una línea eléctrica de alta tensión de 142 km (88 millas ) de longitud . ^{[ 9 ]} 

La nueva presa de tierra se terminó a tiempo, en 1922. Pero no pudo resistir la crecida de la primavera de 1923 y colapsó, ^{[ 9 ]} un accidente que mermó un poco la confianza en la nueva comisión. La construcción de una instalación más grande en Grand Falls , en el curso superior del río Saint John , fue emprendida en 1926 por una subsidiaria de International Paper Company y se completó en 1930. ^{[ 9 ]} La demanda de electricidad aumentó durante esa década y se requirieron más instalaciones de generación para abastecer a la provincia. La comisión decidió aprovechar los recursos de carbón en el área de Minto y construyó una planta cerca de las minas. La central hidroeléctrica de Grand Lake se puso en marcha en 1931 y luego se amplió cinco años después. ^{[ 10 ]}

La demanda de electricidad se disparó durante la Segunda Guerra Mundial y provocó el racionamiento a finales de la década de 1940. ^{[ 11 ]} Mientras tanto, la comisión emprendió la construcción de dos grandes represas en el río Saint John, las centrales hidroeléctricas de Tobique y Beechwood , que entraron en funcionamiento en 1953 y 1955, respectivamente. Véase más abajo la información sobre las relaciones con las Primeras Naciones.

La Comisión de Energía Eléctrica de Nuevo Brunswick compró la central hidroeléctrica de Grand Falls en 1959 ^{[ 11 ]} y comenzó a trabajar en la instalación hidroeléctrica más grande de la provincia, la presa de Mactaquac , cuyas tres primeras unidades se pusieron en funcionamiento en 1968. ^{[ 12 ]}

Sin embargo, los nuevos proyectos hidroeléctricos resultaron insuficientes para compensar el desequilibrio entre la oferta y la demanda, que creció un 12% anual entre 1960 y 1975. Para hacer frente a este aumento de la demanda, la comisión inició la construcción de la central hidroeléctrica de Courtenay Bay , alimentada con petróleo, cerca del astillero de Saint John en 1959. Esta central también se encontraba junto a la refinería de petróleo de Irving , que entró en funcionamiento a finales de la década de 1950 y a la que la central de Courtenay Bay abastecía mediante un oleoducto que iba desde la instalación de carga en alta mar de Canaport en Red Head hasta la refinería. La primera turbina de 50 MW se puso en servicio en la central de Courtenay Bay al año siguiente, en diciembre de 1960, mientras que en 1965 y 1966 se añadieron dos unidades más, de 50 MW y 100 MW respectivamente. ^{[ 12 ]} Para servir mejor al norte de Nuevo Brunswick , se construyó otra planta de petróleo, la Central Generadora Dalhousie , en Darlington con una capacidad inicial de 100 MW. Entró en funcionamiento en 1969. ^{[ 12 ]}

A principios de la década de 1970, la NBEPC firmó una serie de contratos de suministro con distribuidores de Nueva Inglaterra , lo que justificó la construcción de su mayor central eléctrica en 1972. Con tres unidades de 335 MW, la central eléctrica de Coleson Cove, alimentada con petróleo , se completó en enero de 1977. Sin embargo, la crisis del petróleo de 1973 encareció el funcionamiento de las centrales térmicas, ya que los precios del petróleo aumentaron de 3 a 37 dólares estadounidenses por barril entre 1973 y 1982. La empresa, que pasó a llamarse NB Power / Énergie NB durante ese período, tuvo que explorar otras opciones de generación. ^{[ 13 ]}

La construcción de una central nuclear en Nuevo Brunswick se había debatido desde finales de la década de 1950. Durante más de 15 años, ingenieros de la NBEPC visitaron los Laboratorios de Chalk River para mantenerse al tanto de las últimas tendencias en el campo. ^{[ 13 ]} Las conversaciones formales entre los gobiernos provincial y federal comenzaron en 1972 y las discusiones entre representantes del primer ministro Richard Hatfield y Energía Atómica de Canadá se aceleraron al año siguiente. Tras la crisis del petróleo , la provincia quería asegurar una fuente de electricidad cuyos precios fueran menos volátiles que los del petróleo. Sin embargo, la financiación del proyecto seguía siendo un problema. ^{[ 14 ]}

El gobierno federal anunció entonces un programa de préstamos para ayudar a provincias como Nuevo Brunswick en enero de 1974. La promesa de Ottawa de cubrir la mitad del costo de una primera planta nuclear eliminó el último obstáculo para la construcción de la Central Nuclear de Point Lepreau . El 5 de febrero de 1974, Hatfield anunció su decisión de construir la planta, a 32 km al oeste de Saint John, e incluso planteó la posibilidad de construir una segunda en el futuro. El 2 de mayo de 1975, la Comisión Canadiense de Energía Atómica autorizó la construcción de dos unidades de 640 MW dentro de un sitio que puede albergar un máximo de cuatro reactores. ^{[ 14 ]} 

Los conflictos laborales, los problemas de diseño y el vertiginoso aumento de los costos de construcción incrementaron significativamente el precio de la planta. El costo total de la primera CANDU-6 operativa del mundo se estimó en 466 millones de dólares en 1974. ^{[ 15 ]} La inflación entre 1978 y 1982 fue del 46%, lo que aumentó los costos de todos los proyectos de infraestructura en Canadá. Proyectos como la Central Nuclear de Darlington y Point Lepreau habían presupuestado sus proyectos antes de la inflación. Cuando entró en funcionamiento 8 años después, el 1 de febrero de 1983, el costo se había disparado a 1400 millones de dólares canadienses. ^{[ 14 ]}

El 29 de octubre de 2009, los primeros ministros de Nuevo Brunswick y Quebec firmaron un memorando de entendimiento para vender la mayor parte de los activos de NB Power a Hydro-Québec . ^{[ 16 ]} Este acuerdo se alcanzó después de nueve meses de negociaciones realizadas a solicitud de Nuevo Brunswick ^{[ 17 ]} y habría transferido la mayor parte de los activos de generación, transmisión y distribución de la empresa de servicios públicos de Nuevo Brunswick a una subsidiaria de la corporación estatal con sede en Quebec, incluyendo la central nuclear de Point Lepreau y 7 centrales hidroeléctricas, pero habría excluido las centrales de combustibles fósiles en Dalhousie , Belledune y Coleson Cove . ^{[ 18 ]}

El memorando de entendimiento generó un animado debate público en Nuevo Brunswick y el Canadá atlántico . A pesar de la retroalimentación positiva de los líderes empresariales de la provincia, ^{[ 19 ] [ 20 ]} muchas reacciones al memorando fueron hostiles. Los partidos de la oposición , el primer ministro de Terranova y Labrador , Danny Williams , ^{[ 21 ]} el sindicato que representa a la mayoría de los empleados de NB Power, ^{[ 22 ]} y los partidarios de la energía eólica ^{[ 23 ]} condenaron rápidamente el acuerdo por considerarlo perjudicial para los intereses de Nuevo Brunswick.

Los opositores del público en general utilizaron las redes sociales para mostrar su descontento y refutar los diversos argumentos a favor del acuerdo. En Facebook , 14.000 personas se unieron a un grupo en contra de la venta en los cinco días posteriores al anuncio. ^{[ 24 ]} Una manifestación organizada por el grupo y los sindicatos congregó a aproximadamente 600 personas frente al edificio de la Asamblea Legislativa el 17 de noviembre de 2009. ^{[ 25 ]} Una encuesta de opinión de Leger Marketing realizada en nombre de los periódicos de Quebecor Media en Nuevo Brunswick y Quebec en noviembre de 2009 mostró que el 60% de los habitantes de Nuevo Brunswick encuestados se oponían a la venta propuesta, mientras que el 22% la apoyaba. ^{[ 26 ]}

Tras meses de controversia, los representantes de Nuevo Brunswick y Quebec firmaron un segundo acuerdo en enero de 2010, reduciendo el alcance de la venta. Según el acuerdo revisado, la venta habría transferido las centrales hidroeléctricas y nucleares de NB Power a Hydro-Québec por 3400 millones de dólares canadienses. El gobierno de Nuevo Brunswick habría conservado las divisiones de transmisión y distribución de NB Power, y la corporación estatal habría suscrito un contrato de compraventa de energía (PPA) a largo plazo con Hydro-Québec. El PPA habría permitido a NB Power aplicar la congelación de tarifas para clientes residenciales y generales. Sin embargo, la reducción de tarifas industriales habría sido menor que la contemplada en el memorando de entendimiento original. ^{[ 27 ]}

El 24 de marzo de 2010, el primer ministro Graham anunció el fracaso del segundo acuerdo debido a la preocupación de Hydro-Québec por los riesgos y costos imprevistos relacionados con asuntos como la seguridad de la presa y los niveles de agua. ^{[ 28 ]} Esta interpretación fue cuestionada por analistas, quienes atribuyeron el colapso del acuerdo a la situación política en Nuevo Brunswick. ^{[ 29 ] [ 30 ]}

Poco después de asumir el cargo en 1999, el gobierno conservador de Bernard Lord encargó a TD Securities que realizara una evaluación de la viabilidad de la empresa. El estudio, cuyas conclusiones se publicaron en 2009, sugirió cuatro escenarios: el statu quo; una venta a un comprador estratégico; la privatización mediante una oferta de acciones ; o la división de la empresa de servicios públicos en elementos separados. El informe valoró la empresa entre 3.600 y 4.500 millones de dólares canadienses. ^{[ 32 ]} Sin embargo, esta cifra fue fuertemente cuestionada por aquellos familiarizados con el valor de los derechos de paso de telecomunicaciones y los servicios basados ​​en redes inteligentes , relacionados con la energía y otros, quienes consideraban que la red de distribución tenía mucho más valor. Estos argumentos se repetirían con frecuencia en la controversia de NB Power de 2009-2010.

Entre 2001 y 2004, el gobierno de Lord gastó 3,2 millones de dólares canadienses para contratar los servicios de CIBC World Markets y Salomon Smith Barney con el fin de evaluar el valor de reventa de las centrales eléctricas de Point Lepreau y Coleson Cove. Los estudios, denominados Cartwheel y Lighthouse , valoraron estos activos en aproximadamente 4100 millones de dólares canadienses. ^{[ 33 ]} Una valoración similar se utilizó en la fallida propuesta de 2010 para vender Lepreau a Hydro-Québec, y fue sumamente controvertida.

El gobierno de Lord reorganizó la estructura de la empresa a principios de 2003 al introducir enmiendas a la Ley de Electricidad . ^{[ 34 ]} La Ley reorganizó NB Power en una sociedad holding con cuatro divisiones: NB Power Distribution and Customer Service, NB Power Generation, NB Power Nuclear y NB Power Transmission. La Ley mantuvo los monopolios de la empresa en distribución, transmisión y energía nuclear, pero abrió la puerta a la competencia en el negocio de generación. ^{[ 35 ]} La reorganización también creó la New Brunswick Electric Finance Corporation , que era responsable de emitir, administrar y pagar la deuda de NB Power a través de pagos de dividendos, tarifas e impuestos pagados por las diversas subsidiarias, ^{[ 36 ]} y el New Brunswick System Operator , un operador de mercado independiente que administraba las relaciones entre generadores de energía y usuarios.

El grupo de empresas NB Power, la Electric Finance Corporation y el operador del sistema de Nuevo Brunswick se fusionaron el 1 de octubre de 2013, restableciendo NB Power como una única corporación estatal integrada verticalmente . ^{[ 5 ] : 4}

NB Power opera 13 centrales generadoras con una capacidad instalada total de 3513 MW a partir de 2013. ^{[ 39 ] [ 40 ]} La flota de generación utiliza una variedad de fuentes de energía: fueloil pesado (972 MW), hidroeléctrica (889 MW), uranio (660 MW), diésel (525 MW) y carbón (467 MW). ^{[ 40 ] [ 41 ]} A partir de 2020, la red de NB Power incluye 355 MW de energía eólica. ^{[ 42 ]}

Las instalaciones de generación están repartidas por toda la provincia. Sin embargo, el área de Saint John, Nuevo Brunswick, representa casi la mitad de la capacidad total de generación propiedad de NB Power, con Coleson Cove (972 MW), la Central Nuclear Point Lepreau (660 MW) y la Central Eléctrica Bayside (277 MW). ^{[ 41 ]} Saint John alberga industrias de alto consumo energético como la refinería de petróleo Irving , las fábricas de pulpa y papel JD Irving y la terminal de gas natural licuado de Canaport .

generación hidroeléctrica

NB Power opera siete represas hidroeléctricas en la provincia con una capacidad de generación combinada de 889 MW. ^{[ 40 ] [ 41 ]} Las principales instalaciones hidroeléctricas están ubicadas en el río Saint John . ^{[ 41 ]}

La central hidroeléctrica más grande de la provincia, la central de Mactaquac (668 MW), se encuentra a unos 32 km (20 millas) río arriba de la capital, Fredericton. Fue construida entre 1965 y 1968 con un costo de 128 millones de dólares canadienses. ^{[ 12 ]} La planta ha sido motivo de preocupación desde hace tiempo debido a la reacción álcali-agregado , que está causando la expansión y el agrietamiento de la presa. El problema se conoce desde la década de 1970 y podría reducir la vida útil de la presa a la mitad, según un informe de 2000 elaborado por un panel de expertos internacionales en ingeniería comisionado por la corporación estatal . ^{[ 45 ]} 

La red de transmisión de NB Power incluye más de 6849 kilómetros (4256 millas) de líneas de transmisión de alta tensión que van desde 69 kV CA hasta 345 kV CA. ^{[ 39 ] [ 40 ]} La empresa opera interconexiones con Hydro-Québec , Nova Scotia Power , Maritime Electric en la Isla del Príncipe Eduardo y la red ISO New England en los Estados Unidos. La red es operada por la división Transmission & System Operator de NB Power. ^{[ 40 ]} 

La red eléctrica principal forma un bucle en forma de O con líneas de 345 kV. Esta línea eléctrica pasa por subestaciones en Keswick , Saint-André , Eel River , Belledune , Bathurst , Salisbury , Valley Waters , Coleson Cove , Point Lepreau y regresa a Keswick . ^{[ 46 ]} También hay una conexión directa de una línea paralela de 345 kV entre Coleson Cove y Keswick .

NB Power suministra electricidad a Maritime Electric en la Isla del Príncipe Eduardo a través de un cable de interconexión submarino en el fondo del estrecho de Northumberland , e importa y exporta desde y hacia Nueva Escocia mediante la primera interconexión eléctrica de Canadá entre dos provincias. NB Power también tiene interconexiones con Maine .

Debido a la naturaleza asíncrona del sistema de transmisión de electricidad de Hydro-Québec , las interconexiones entre las dos provincias vecinas requieren convertidores HVDC . El primero, la estación convertidora de Eel River , se instaló en 1972 y tiene una capacidad de transferencia de 350 MW. ^{[ 13 ]} Es el primer sistema HVDC operativo equipado con tiristores . ^{[ 47 ]} El segundo convertidor, la subestación de Madawaska (435 MW), se construyó en el lado quebequense de la frontera en 1985 y es operado por Hydro-Québec TransÉnergie. ^{[ 48 ]} Los dos sistemas están conectados por dos líneas de 230 kV entre Matapédia y Eel River, y por dos líneas de 315 kV entre las subestaciones de Madawaska y Edmundston. Algunas de las cargas de NB Power en estas áreas pueden aislarse y suministrarse como parte de la red de Quebec, lo que aumenta la capacidad de importación de Nuevo Brunswick a 1080 MW, mientras que la capacidad de exportación a Quebec está limitada a 785 MW. ^{[ 49 ]}

A partir de 1986, NB Power operó una mina de carbón en Minto a través de su subsidiaria NB Coal. ^{[ 48 ]} La compañía extrajo aproximadamente 150 000 toneladas de carbón por año para alimentar la central hidroeléctrica Grand Lake, una planta de energía de 57 MW construida en 1963. El 30 de septiembre de 2009, la compañía anunció el cierre planificado de la mina y el desmantelamiento de la central hidroeléctrica Grand Lake. La gerencia de la compañía explicó la decisión haciendo hincapié en el alto costo de cumplir con las normas SO más estrictas.₂ regulaciones de emisiones. ^{[ 50 ]} Eldesmantelamientoyla demoliciónde la central hidroeléctrica de Grand Lake se completaron en 2012. ^{[ 39 ] :15}