Ontario elpolicy - Ontario electricity policy

Ontarios elpolicy avser planer, lagstiftning, incitament, riktlinjer och policyprocesser som har införts av regeringen i provinsen Ontario , Kanada, för att ta itu med frågor om elproduktion, distribution och förbrukning. Policymaking inom elsektorn innebär ekonomiska, sociala och miljömässiga överväganden. Ontarios utsikter för elförsörjning förväntas försämras inom en snar framtid på grund av ökad efterfrågan, åldrande elförsörjningsinfrastruktur och politiska åtaganden, särskilt utfasningen av kolkraftsgenerering . Policymakers presenteras med en rad politiska val för att ta itu med situationen, både när det gäller övergripande systemdesign och struktur och specifik elproduktionsteknik.

Ontario står inför val som definierar energipolitiska debatter i hela västvärlden: marknadernas roll mot centraliserad planering och vad Amory Lovins har kallat "hårda" kontra "mjuka energibanor" ; dvs fortsatt beroende av stor, centraliserad generation, särskilt kärnkraft och kol, eller att gå mot decentraliserad teknik, inklusive energieffektivitet och förnybar energi med låg effekt. Som sådan kommer hur Ontarios elpolitik utvecklas inom en snar framtid att vara relevant för andra jurisdiktioner som står inför liknande alternativ eller utmaningar.

Historien om planering av elbehov i Ontario

Tidig historia

År 1925, Ontarios offentliga elföretag, som grundades 1906, konstruerade Ontario Hydro Electric Commission (HEC) (senare Ontario Hydro ) det som då var världens största vattenkraftverk , Queenston-Chippawa (nu Beck 1). Från denna tidiga början till efterkrigstidens ekonomiska högkonjunktur på 1950 -talet kunde Ontario Hydro möta den växande efterfrågan på el genom att utöka sitt nätverk av hydrauliska produktionsanläggningar. Planeringen av Ontarios elsystem var relativt enkel av två skäl: 1) el kom nästan helt från vattenkraft; och 2) elsystemet bestod av flera mindre system, vilket gör hanteringen avsevärt lättare.

Utmaningar för systemet började dyka upp på 1950 -talet: de tillgängliga vattenkraftsplatserna utnyttjades; och provinsens eldistributionssystem var begränsad i kapacitet. För att ta itu med dessa problem började HEC bygga nya koleldade elproduktionsanläggningar nära stora källor för elefterfrågan och lanserade planer för att bygga kärnkraftverk i provinsen Ontario. Mellan början av 1970 -talet och början av 1990 -talet togs tjugo CANDU -kraftreaktorer i drift vid Pickering (8 reaktorer), Bruce (8 reaktorer) och Darlington (4 reaktorer) kärnkraftverk.

Elbehovsplanering 1970-90 -tal

Power Corporation Act krävde att Ontario Hydro, (tidigare HEPCO, bytte namn 1974), skulle tillhandahålla "kraft till kostnad". Denna filosofi blev en del av kulturen och läran om elförsörjning i Ontario. Verktyget betalade inte skatt, inte heller var det avsett att generera vinst.

Porterkommission

Bland växande oro över kostnaden för kärnkraft, i kombination med inflation och lågkonjunkturer som minskade efterfrågan på el, gjorde Porter Commission (1975–1979) en detaljerad granskning av elförsörjningsproblemet. Porter -kommissionens slutsatser var enkla: efterfrågestyrning, inte leveransplanering, måste vara i fokus för Ontario elplanering.

Efterfrågan/leveransplan (DSP) -rapport

Det var dock inte förrän 1989 som Ontario Hydro publicerade sin första Demand/Supply Plan (DSP) rapport, "Providing the Balance of Power". Planen beräknade att ett utbud/efterfrågan-gap skulle öppna sig i mitten av 1990-talet och nå 9 700 MW 2005 och 21 300 MW 2014. För att åtgärda detta gap föreslog Ontario Hydro att bygga ytterligare ytterligare kärnkrafts- och kolkraftverk. År 1992 utfärdade Ontario Hydro en reviderad leverans-/efterfrågeplanrapport. Som ett offentligt organ omfattades alla Ontario Hydro -projekt, inklusive DSP, av provinsens miljöbedömningslag. År 1993 mötte man dock allt större kritik från provinsens oberoende, kvasi-rättsliga miljöbedömningsnämnd, en lågkonjunktur och ekonomisk omstrukturering som dramatiskt minskade efterfrågan på industriell elektricitet och ett överutbud av el när kärnkraftverket i Darlington kom i drift, DSP drogs tillbaka av Ontario Hydro och inga ytterligare produktionsanläggningar byggdes.

Ontarios korta experiment med konkurrenskraftiga detaljhandelsmarknader

På 1990 -talet blev Ontario Hydros enorma skuld från byggandet av Darlington kärnkraftverk en stor politisk fråga. Ontario Hydro blev ekonomiskt och operativt dysfunktionellt. Situationen tvingade Ontario Hydro att dramatiskt minska personal- och överföringsinvesteringar. Ontario Hydro publicerade också ett dokument som heter Hydro 21. Denna rapport föreslog att elsystemet i Ontario skulle omstruktureras i en mer marknadsorienterad riktning.

Den politiska drivkraften för omstruktureringar ökade med 1995 års val av Mike Harris -regeringen. Det året gav Mike Harris uppdraget åt Macdonald -kommittén. Kommittén rekommenderade eliminering av Ontario Hydros monopol på hantering av produktionskapacitet och att elmarknaden öppnades för konkurrens. Som svar på Macdonald -kommitténs rekommendationer släppte Ontario -regeringen 1997 "Direction for Change: Charting a Course for Competitive Electricity and Jobs in Ontario" 1997, med detaljer om regeringens planer på att öppna marknaden för elförsörjning.

Den konkurrensutsatta marknaden öppnades faktiskt inte förrän i maj 2002. Deltagande på detaljhandelsmarknaden var frivilligt, med kunder som hade möjlighet att ingå kontrakt eller räntor fastställdes på den fem minuter långa spotmarknaden. Detaljhandelskonsumenterna kunde också ingå avtal med fast ränta. För dem som valde bort avtalsalternativet gick elpriserna genom ett jämnat spotmarknadspris. När marknaden öppnade i maj var grossistpriserna i genomsnitt 3,01 cent per kWh. Av ett antal skäl, inklusive en särskilt varm sommar, en minskning av den inhemska produktionskapaciteten och ett ökande beroende av en begränsad importkapacitet, började priserna stiga kraftigt. I juli var det genomsnittliga grossistpriset 6,2 cent per kWh. Under övervägande tryck från konsumenterna antog regeringen elprissättningen, bevarande och försörjningslagen (EPCS) i december 2002. Lagstiftningen begränsade detaljhandelspriserna till 4,3 cent per kWh och Ontario Power Generation (efterföljaren till Ontario Hydros elproduktionsavdelning) skulle ge kunderna en rabatt på 100% av alla elavgifter över det märket, retroaktivt till öppnandet av marknaden och fortsätter fram till den 1 maj 2006. Överförings- och distributionsnivåerna frystes också på sina befintliga nivåer och skulle förbli oförändrade fram till den 1 maj 2006. Nettot Resultatet blev ett fullständigt upphörande av nya investeringar i produktionskapacitet och en betydande nedskärning av nya investeringar i överföring och distribution.

Oro angående åldrande kärnkraftverk

1996 uppstod stora frågor om status för Ontarios kärnkraftverk. Den äldsta av dessa anläggningar som byggdes på 1970 -talet åldrades och i början av 1990 -talet började tillförlitligheten minska betydligt. Situationen uppmärksammades av den federala kärnkraftsregulatorn, Atomic Energy Control Board of Canada (AECB) (nu Canadian Nuclear Safety Commission), och erkändes av Ontario Hydro. 1996 bedömde AECB situationen på Pickering A som särskilt kritisk och utfärdade anläggningen en driftslicens på sex månader. Året därpå drog en granskningsnämnd för branschexperter slutsatsen att verksamheten i Ontarios kärnkraftverk var "under standard" och "minimalt acceptabel". Ontarios regering svarade med att godkänna en plan för optimering av kärnkraftsanläggningar som föreslagits av Ontario Hydro. Planen hade tre huvudmål: 1) stängning av de sju äldsta av verktygets 19 operativa kärnreaktorer för rehabilitering; 2) omplacering av personal; och 3) utgifterna mellan $ 5 och $ 8 miljarder för att genomföra planen. För att ersätta den förlorade kapaciteten med reaktorstängningarna förlitade sig Ontario Hydro på sina fem koleldade produktionsanläggningar. Resultatet var en fördubbling av utsläppen av växthusgaser, smog och sura regnprekursorer från dessa anläggningar mellan 1997 och 2001. Denna utveckling inträffade vid en tid då dålig luftkvalitet redan var ett växande folkhälsoproblem i södra Ontario. Som svar på farhågorna om folkhälsopåverkan av den ökade koleldade generationen inkluderade alla tre stora provinspolitiska partierna en plan för utfasning av kol i sina valplattformar 2003. Valets vinnare, Ontario Liberal Party, ledd av Dalton McGuinty, hade förbundit sig att avveckla 2007.

Elbesparings- och försörjningsgrupp

Blackout i augusti 2003 i östra Nordamerika förstärkte oro över framtiden för elförsörjning i Ontario. Som svar bildades en energibesparings- och försörjningsgrupp (ECSTF) som lämnade in sin rekommendation i januari 2004. Arbetsgruppen drog slutsatsen att "den marknadsstrategi som antogs i slutet av 1990 -talet behöver förbättras avsevärt för att leverera den nya generationen och bevarande Ontario behov, inom tidsramarna behöver vi dem ”. Arbetsgruppen föreslog också att en långsiktig plan för generation och bevarande behövdes.

Skapandet av Ontario Power Authority

Efter ECSTF: s rekommendationer antog den nya provinsregeringen, som valdes i oktober 2003, Ontario Electricity Restructuring Act. Lagstiftningen föreskrev skapandet av Ontario Power Authority (OPA). Ett av OPA: s fyra mandat var att ta itu med energisystemets planeringsfrågor.

Grön energilag

Ontarios gröna energilag (GEA) och relaterade ändringar av annan lagstiftning fick Royal Assent den 14 maj 2009. Förordningar och andra verktyg som behövs för att fullt ut genomföra lagstiftningen infördes under september 2009 som en del av en tiostegsplan för att väcka GEA till liv. GEA kommer att försöka påskynda tillväxten av rena, förnybara energikällor, som vind, sol, vattenkraft, biomassa och biogas, med ambitionen att få Ontario att bli Nordamerikas ledande inom förnybar energi. Specifikt skulle detta försökas genom att skapa en inmatningstariff som garanterar specifika priser för energi som genereras från förnybara källor, fastställa rätten att ansluta till elnätet för förnybara energiprojekt som uppfyller tekniska, ekonomiska och andra lagkrav, fastställa ett stoppa strömlinjeformade godkännandeprocesser, tillhandahålla servicegarantier för förnybara energiprojekt som uppfyller lagkrav och förhoppningsvis implementera ett "smart" elnät från 2000-talet för att stödja utvecklingen av nya projekt för förnybar energi, som kan förbereda Ontario för ny teknik som elbilar.

Integrerad energisystemplan (IPSP)

2006 Befintlig installerad generationskapacitet.
  Kapacitet (MW) Antal stationer % av total kapacitet
Kärn 11 419 5 36.6
Vattenkraft 7 768 68 24.9
Kol 6434 4 20.6
Olja gas 5 103 22 16.4
Vind 395 4 1.3
Biomassa/deponigas 70 4 0,2
TOTAL 31 189 107 100

Under de närmaste 20 åren förväntas cirka 80% av provinsen Ontarios befintliga elproduktionskapacitet behöva bytas ut. I maj 2005 bad energiminister Dwight Duncan OPA att ge rekommendationer om vad som skulle vara en lämplig blandning av elförsörjningskällor för att tillgodose den förväntade efterfrågan år 2025, med beaktande av bevarandemål och nya förnybara energikällor.

Ontario stod inför tre stora elutmaningar: 1) fasning av kol som produktionskapacitetskälla senast 2007; 2) den förestående livsstilsavstängningen av kärnkraftsproduktionskapaciteten från 2009 till 2025; och 3) den stadiga ökningen av sommarens högsta efterfrågan i normala vädermönster.

IPSP utvärderings- och utvecklingsprocess

I december 2005 utfärdade OPA utgivningsrapporten om försörjningsmix som svar på ministerns begäran. Rapportens huvudsakliga rekommendation var att behålla en viktig roll för kärnkraften i Ontario, med konsekvenserna av renovering av befintliga anläggningar och till och med nybyggda anläggningar, medan kolproduktionskapacitet skulle ersättas med förnybara energikällor (främst vind) och gas- sparkad generation. Förslagets misslyckande med att införliva betydande förbättringar av provinsens totala energieffektivitet och fortsatt kraftiga beroende kärnkraft var föremål för omfattande kritik från provinsens miljörörelse och allmänheten som deltog i samråd om OPA: s rapport.

Den 13 juni 2006 utfärdade Dwight Duncan, Ontarios energiminister, ett direktiv för att utarbeta en 20-årig integrerad kraftplan för provinsen. IPSP . Ministerns direktiv omfattade minimimål för bevarande (ökat väsentligt från rapporten Supply Mix Advice) och förnybar energi, och en maximal gräns för kärnkraftsproduktion vid ungefär kapaciteten för de befintliga 20 reaktorerna. Sedan dess har OPA publicerat åtta diskussionsartiklar samt en preliminär version av IPSP . Det förväntas att OPA kommer att överlämna IPSP till Ontario Energy Board (OEB), ett tillsynsorgan som kommer att granska och sedan antingen godkänna eller avvisa planen baserat på om den överensstämmer med ministerns direktiv och IPSP -förordningarna eller inte, och oavsett om det är försiktigt och kostnadseffektivt. Om OEB inte godkänner IPSP baserat på dessa utvärderingskriterier skickas IPSP tillbaka till OPA för revision. Om OEB godkänner planen, kommer OPA att införa IPSP.

Samma dag (13 juni 2006) som energiministeriet utfärdade sitt direktiv antog Ontarios regering en förordning som undantog IPSP från att bli föremål för en miljöbedömning (EA) enligt Ontario Environmental Assessment Act. Detta har mötts av motstånd från miljögrupper, som hävdar att en EA av IPSP är det "bästa sättet för Ontarians att förstå riskerna och kostnaderna för regeringens elplan".

Befintlig policyprocess.

Befintlig miljöpolitisk process

I stället för en miljöbedömning av planen, som hade varit fallet 1989 DSP, en förordning som gjordes enligt ellagen 1998 , instruerades OPA att "[se] till att säkerhet, miljöskydd och miljömässig hållbarhet beaktas" i utveckling av Integrated Power System Plan (IPSP). OPA: s strategi för hållbarhet beskrivs i IPSP -diskussionsdokument nr 6: Hållbarhet .

OPA definierar hållbar utveckling enligt definitionen som Världskommissionen för miljö och utveckling 1983 års rapport om, vår gemensamma framtid, enades om : "Hållbar utveckling är utveckling som tillgodoser nutidens behov utan att äventyra framtida generationers förmåga att tillgodose sina egna behov . "

OPA uppger att den har baserat sin hänsyn till hållbarhet i IPSP på Robert B. Gibsons hållbarhetsbedömning: kriterier och processer . Sex kontextspecifika kriterier identifierades av OPA: genomförbarhet, tillförlitlighet, kostnad, flexibilitet, miljöprestanda och samhällelig acceptans.

OPA: s tillvägagångssätt har kritiserats av flera skäl. OPA: s diskussionsunderlag om hållbarhet publicerades både efter att rådgivningen om försörjningsmix gavs till Ontario -regeringen och efter att leveransmixdirektiven gavs till OPA av Ontarios energiminister. Flera delar av Gibsons ramverk för hållbarhetsbedömning implementerades eller diskuterades inte heller i diskussionsunderlag #6: Hållbarhet .

IPSP -förordningen kräver att OPA tar hänsyn till miljömässig hållbarhet i IPSP. OEB, organet som ansvarar för utvärderingen av IPSP, definierar "anser" som "vägt och utvärderat". Således är OPA endast ansvarigt för att utvärdera hållbarheten för IPSP snarare än för införlivandet av hållbarhet i IPSP.

Central planering och traditionell reglering kontra konkurrensutsatta marknader

Även om provinsregeringen officiellt beskriver det system som den har inrättat som en "hybrid" av planering och marknadsmodeller, kvarstår debatter om fördelarna med ett centralt planerat system kontra en konkurrensutsatt marknadsmetod.

Central planering och traditionell reglering

Central eller traditionell elplanering är utformad för att utöka leveransresurserna för att möta efterfrågeökningen och för att minimera de ekonomiska kostnaderna för denna expansion genom att förbättra stordriftsfördelar vid elproduktion. Stordriftsfördelar finns för ett vertikalt integrerat elverktyg eftersom ett större genereringssystem kan ge ström till många användare och ytterligare användare kan rymmas med små ökningar av energikostnaderna.

Centralt planerade system åtföljs vanligtvis av ett regelverk som är avsett att begränsa eller ersätta konkurrensen med administrativa begränsningar av vinsten. I Ontario fastställdes elpriser vanligtvis av Ontario Hydro som en approximation till dess långsiktiga genomsnittliga servicekostnad, plus en markering för att återvinna investeringskostnader, även om priser aldrig var föremål för formellt godkännande av Ontario Energy Board.

Howard Hampton , tidigare ledare för Ontario New Democratic Party , hävdar att detta medelvärde av energikostnaderna säkerställer att utbudet möter efterfrågan på ett kostnadseffektivt sätt. Till exempel, för att säkerställa övergripande systemtillförlitlighet, måste en betydande del av produktionskapaciteten från toppanläggningar förbli lediga för det mesta. Driftskostnaderna för toppanläggningar är dock vanligtvis dyra eftersom de ineffektivt omvandlar kostsamma fossila bränslen till el.

I Ontarios offentliga monopolsystem beräknades kostnaderna i genomsnitt mellan baslast och toppstationer. Med andra ord sprids försäkringskostnaden för tillförlitlighet ut och delas rättvist av alla kunder. Under ett avreglerat system, där varje produktionsstation "måste stå på sina egna ekonomiska fötter", skulle kostnaden för att säkerställa en sådan tillförlitlighet bli betydligt högre, eftersom toppverk kommer att ta ut så mycket som marknaden kommer att bära, som de rationellt förväntas att göra.

De som försvarar kombinationen av traditionell reglering och central planering för elsektorn, liksom Hampton, baserar ofta sina argument på den grundläggande förutsättningen att el är ett väsentligt nytta som krävs för konsumenternas välbefinnande. Enligt Hampton krävs central planering och reglering för att säkerställa tillförlitligheten i både leverans och leverans samt generation och infrastruktur. Medan planering under en marknadsordning är vinstdriven, kan central planering säkerställa att Ontarios bästa tillgodoses och inte bara privata investerares intressen. Stephan Schott har till exempel uttalat att åtminstone teoretiskt sett kan statligt ägande av elsektorn uppfylla alla kriterier för socialt effektiv och miljömässigt hållbar elproduktion. Detta inkluderar att fullt ut internalisera externa sociala kostnader för elproduktion och prissätta el enligt efterfrågefluktuationer, även om stabilt utbud bibehålls.

Central planering är dock inte utan begränsningar. Central planering har nackdelen med risken för politisk inblandning. Tendensen för regeringar har varit att undvika att skapa politik som kan göra elförbrukningen dyrare eller som skulle kräva att medborgarna anpassar sina konsumtionsvanor. Vidare har den centrala planeringen, som syftar till att förbättra stordriftsfördelar, historiskt sett ”lett till en nästan universell strategi för snabb kapacitetsutvidgning och främjande av efterfrågetillväxt, med liten hänsyn till behovet eller effektiviteten i energianvändningen”. Detta gäller Ontario Hydro, som inför hotet om billig naturgas i slutet av 1950-talet fattade det ödesdigra beslutet att skydda sin marknadsandel genom att uppmuntra konsumenterna att använda mer el. Ontario Hydro tvingades bygga nya, dyrare produktionsanläggningar och överförings- och distributionsinfrastruktur för att hålla jämna steg med efterfrågan.

Även om tecken fanns närvarande i början av 1970 -talet som indikerar att konsumenternas efterfrågan ökar, hävdar Wayne Skene att "Ontario Hydros styrelse och ledning hade förblivit låsta i megaprojektläge och fortsatte i tron ​​att efterfrågan skulle fortsätta att fördubblas varje decennium". Därför kan det helt enkelt sett till verksamhetens omfattning hävdas att central planering i Ontario, genom att överskatta framtida efterfrågan och bygga onödig kapacitet, har varit ekonomiskt ineffektiv och har påfört omotiverade kostnader för miljön.

Avreglering och konkurrenskraftiga marknader

Förespråkare för avreglering och omstrukturering av elsektorn använde dessa begränsningar för att stärka sin talan och hävdade att sådana brister är typiska för reglerade/centralt planerade system. Ronald Daniels och Michael Trebilcock, till exempel, hävdar att en premie bör läggas på inkrementalism och decentralisering när det gäller beslutsfattande, snarare än att planera för "några en gång för alla, systemomfattande uppsättning kollektiva beslut om framtiden för [el] -industrin ". Dessutom hävdar de att konkurrenskraftiga marknader har den extra fördelen att de kan förlita sig på den kunskap och expertis som finns hos investerare för att generera en mer rationell bedömning av de påstådda fördelarna med ett visst projekt.

Avreglering skulle säkerställa att skattesatser inte längre skulle baseras på långsiktiga genomsnittskostnader, som bestäms av en central reglerande enhet, till prissättning baserat på kortfristiga marginalkostnader . En anläggnings marginalkostnad varierar avsevärt beroende på ålder, teknik, bränsleomvandlingseffektivitet och så vidare. Både reglerade och avreglerade system arbetar för att minimera de kostnader som kan undvikas för att möta omedelbar efterfrågan.

Eftersom efterfrågan kommuniceras till en kraftsystemsavsändare, kräver denna princip med lägsta kostnad att avsändaren först anställer anläggningar med de lägsta marginalkostnaderna. Med andra ord bestäms priserna i ett avreglerat system "av hungriga konkurrenter som tävlar om den sista megawatt efterfrågan på en marknad som rensas var femte minut". Eliminering av genomsnittliga servicekostnader skapar behovet av en marknad för att bestämma elpriser.

Termen omstrukturering avser i allmänhet skapandet av dessa marknader och upplösning av vertikalt integrerade verktyg. De teoretiska vinsterna från omstrukturering är många. Konkurrens, i kombination med att befria elproducenter från servicekostnader, borde ge generatorer kraftfulla incitament att sänka kostnaderna, vilket kommer att sänka konsumentpriserna på lång sikt. Med andra ord sägs avreglering utsätta elsektorn för "innovativa och produktiva konkurrenskrafter".

Konkurrens skulle kräva att produktionsanläggningar intar en mycket hårdare hållning vid förhandlingar om bränslekällor, arbetskraft och underhåll. Det skulle också kräva att verktyg fokuserar på innovation för att öka den tekniska effektiviteten för att förbli konkurrenskraftiga. Dessutom hävdar Timothy Considine och Andrew Kleit att konkurrens skulle förbättra effektiviteten vid tilldelning av el.

Som Don Dewees förklarar kommer investerare på en konkurrensutsatt marknad att bygga ny kapacitet när de förväntar sig att återvinna "allt kapital och driftskostnader från det förväntade marknadspriset. Om marknadspriserna inte kommer att täcka investeringskostnaden är den investeringen socialt överdriven". I teorin bör denna speciella aspekt av avreglering korrigera de systemiska överexpansionstrenderna för centralt planerade regimer.

Konkurrenskraftiga marknader är dock inte utan begränsningar. Grundläggande ekonomisk teori föreskriver att ett stort antal marknadsaktörer krävs för att konkurrensen ska kunna existera. Erfarenhet av avreglering i USA och Storbritannien har emellertid visat att konkurrenskraftiga marknader kan leda till koncentration av marknaden och marknadsmanipulation . I dessa jurisdiktioner har marknaden hotats av det strategiska beteendet hos etablerade och nya aktörer som har en för stor marknadsandel. Fallet Enron i Kalifornien är ett utmärkt exempel. För att en konkurrensutsatt marknad ska fungera kan företag inte påverka priserna avsevärt genom att anpassa eller stänga utbudet individuellt.

Löftet om konkurrenskraftiga marknader att sänka konsumentpriserna har för det mesta ännu inte infriats. Data från USA, till exempel, indikerar att medan Pennsylvania och Connecticut har ganska stabila bostadspriser sedan omstruktureringen, har de flesta andra stater bevittnat prishöjningar efter år 2000. Även om detta kan vara goda nyheter när det gäller bevarande och hantering på efterfrågesidan. (C&DM) mål, det har gjort konkurrenskraftiga marknader impopulära bland konsumenter och politiskt besvärande. Till exempel, när konsumentpriserna steg under Ontarios experiment med avreglering , ingrep premiärminister Ernie Eves , under övervägande politiskt tryck, på marknaden genom att frysa detaljhandelspriserna i november 2002.

Detta beror på att elektricitet skiljer sig från alla andra produkter genom att den måste produceras och distribueras i det exakta ögonblicket som den förbrukas, och att den är väsentlig för en modern, industriell nation. En elmarknad svarar således inte på samma sätt som marknaden för produkter som kan lagras, vars köp kan skjutas upp eller som inte är väsentliga. Naing Win Oo och V. Miranda använde intelligent agentsimulering för att visa att när man gick från en vertikalt integrerad till en konkurrenskraftig elmarknad var detaljhandelskonsumenter kraftigt missgynnade och leverantörer använde detta för att stadigt öka både priser och vinster. Detta inträffade även med ett stort antal leverantörer och i avsaknad av någon aktiv samverkan mellan dem. I praktiken har dock samverkan och exploaterande beteende från leverantörer hittats på verkliga marknader när de har avreglerats. S. David Freeman , som utsågs till ordförande för California Power Authority mitt i kraftkrisen i den staten, vittnade om Enrons roll i skapandet av krisen för underkommittén för konsumentfrågor, utrikeshandel och turism i Senatskommittén för handel , Science and Transportation den 15 maj 2002:

Det finns en grundläggande läxa vi måste lära av denna erfarenhet: elektricitet är verkligen annorlunda än allt annat. Det kan inte lagras, det kan inte ses, och vi kan inte klara oss utan det, vilket gör möjligheter att dra nytta av en avreglerad marknad oändliga. Det är ett allmänt nytta som måste skyddas från privata övergrepp. Om Murphys lag skrevs för en marknadsstrategi för el, skulle lagen säga "alla system som kan spelas, kommer att spelas och vid värsta möjliga tidpunkt." Och en marknadsstrategi för el är i sig spelbar. Aldrig mer kan vi tillåta privata intressen att skapa konstgjorda eller till och med verkliga brister och att ha kontroll.

Marknadsmanipulation för privat vinst skapar alltså statliga ingripanden på marknaden. Detta ingripande, även om det verkligen stöds av elkonsumenter, skapar tvivel hos potentiella investerare, som sedan börjar ifrågasätta regeringens åtagande att omstrukturera. En oattraktiv miljö för privata investerare hotar i sin tur det övergripande utbudet i en konkurrensutsatt marknadsordning, eftersom planering och byggande av ny produktionskapacitet blir en ökande risk. Det är därför som vissa anhängare av omstruktureringar, som Dewees, medger "att den största risken för konkurrenskraftiga marknader kanske inte är strömbrist eller värmeböljor utan regeringens ingripande ..."

Bevarande och efterfrågestyrning

Elanvändningen kan delas in i tre huvudsektorer:

  • Bostadssektor: detta inkluderar bostadsutrymme och vattenuppvärmning och -kylning, belysning, hushållsapparater etc. Elanvändning i denna sektor står för ungefär en tredjedel av den totala förbrukningen i Ontario. Bostadsefterfrågan väntas minska något.
  • Kommersiell sektor: detta inkluderar främst rumsuppvärmning och kylning samt kommersiell och kontorsbelysning. Denna sektor står för cirka 39% av Ontarios totala elförbrukning och beräknas växa mest.
  • Industrisektor: detta inkluderar tillverkningsverksamhet, gruvverksamhet, skogsbruk och konstruktion. Industriella konsumenter står för cirka 28% av elförbrukningen i Ontario. Denna konsumtion beräknas förbli stabil.

Elbehovet kan också separeras som baslast och toppbehov. Baslast avser konstant eller oföränderlig efterfrågan på el. I Ontario uppgår baslasten till cirka 13 000 MW och möts av kärnkraft och vattenkraft. Dessa leveransalternativ har i allmänhet låga driftskostnader. Kärnkraftstationer är begränsade i sin förmåga att snabbt ändra sin produktion. Vattenkraftstationer kan snabbt ändra sin produktion och används vanligtvis för att justera nätförsörjningen för att matcha den omedelbara efterfrågan.

Toppbehov avser fluktuerande eller varierande behov av el utöver baslastnivåer. Till denna baslast ökar toppbelastningen Ontarios maximala elbehov till 27 000 MW. Denna topp möts vanligtvis av olje-/naturgaseldade kol och utvalda vattenkraftverk. Dessa anläggningar kan snabbt svara på förändringar i efterfrågan, men har högre driftskostnader.

Genomsnittlig efterfrågan i Ontario är för närvarande 17 500 MW.

Elbehovet påverkas starkt av säsongsvariationer. En ny trend har utvecklats där sommartoppens efterfrågan har ökat till att överstiga vintertoppbelastningar. Detta är främst resultatet av allt varmare sommarförhållanden. Den högsta belastningen som registrerades i Ontario inträffade den 1 augusti 2006, då toppbehovet efter el nådde 27 005 MW. Den högsta vintertoppsbehovet inträffade 13 februari 2007, då toppbehovet var 25 868 MW.

Toppbehovet varierar också med tiden på dygnet. Den dagliga topptiden avser den tid på dagen då efterfrågan är som högst. På vintern finns det i allmänhet två toppperioder: runt 10:30 och runt 18.00. Under sommarmånaderna toppar efterfrågan på sena eftermiddagen, när temperaturen är som varmast.

Nuvarande och förväntade framtida elbehov

Nuvarande årliga elbehov i Ontario är 151 TWh. Med andra ord förbrukar Ontarians i genomsnitt 12 750 kWh per person och år. Baserat på information från 2003 är denna siffra cirka 25% lägre än det kanadensiska genomsnittet, ungefär lika med amerikanska priser och ungefär dubbelt så hög som den europeiska konsumtionsnivån (se: elförbrukning per land ). För att tillgodose en sådan efterfrågan räknar Ontario med 31 000 MW installerad effektkapacitet, uppdelad enligt följande: 37% kärnkraft, 26% förnybar (inklusive vattenkraft), 16% naturgas och 21% kol.

Det totala elbehovet har ökat i Ontario under de senaste decennierna. I synnerhet under perioden 1993–2004 ökade den med cirka 0,5%.

Flera faktorer påverkar hur mycket energi som förbrukas av Ontarians. Dessa inkluderar:

  • Befolkningstillväxt: Enligt folkräkningen 2006 har Ontarios befolkning ökat med 6,6% under de senaste 5 åren. Denna betydande tillväxt kompenserar effekterna av minskad konsumtion per capita i Ontario och resulterar i en generellt ökad elförbrukning.
  • Ekonomisk tillväxt: Ontarios BNP -tillväxt har varierat mellan 2% och 3% under de senaste åren och förväntas bli i genomsnitt 3,0% under de närmaste åren. Även om el per enhet av BNP har sjunkit de senaste åren, kommer den totala ekonomiska tillväxten att leda till ökad total efterfrågan. Denna totala ökning är dock betydligt mindre än den ekonomiska tillväxten eller befolkningstillväxten, vilket visar att elbehovet är frikopplat från dessa två tillväxttakt, ett mönster som nyligen replikeras i andra områden i Kanada och andra G7 -länder.
  • Klimatvariation: Med tanke på att en stor del av elförbrukningen är relaterad till uppvärmning och kylning av rymden och vatten, kommer den ökande variationen i temperaturer i Ontario sannolikt att resultera i större elbehov över tid.
  • Industriell verksamhet: Tung industri (gruvdrift, massa och papper, biltillverkning etc.) förbrukar mer energi än service- och kunskapsrelaterade ekonomiska sektorer. Strukturella förändringar sker dock i provinsens ekonomi, särskilt nedgången i den tunga tillverkningen och ökningen av service- och kunskapssektorer, vilket kommer att resultera i minskad industriell elbehov totalt sett.
  • Elpriser: Från och med den 10 september 2016 är elpriserna i Ontario bland de högsta i Nordamerika.
  • Konserverings- och efterfrågestyrning (C&DM): C&DM -initiativ kan avsevärt minska elbehovet. Bevarande kan resultera i förbättrad produktivitet, lägre energiräkningar och prisfluktuationer samt minskade miljöpåverkan.

Alla ovanstående variabler påverkar prognosen för framtida elbehov. Osäkerheten i dessa faktorer ackumuleras och gör det svårt att avgöra hur mycket el som kommer att förbrukas i framtiden.

I sin 2005 Supply Mix Advice Report uppskattade OPA att elbehovet kommer att växa med en hastighet på 0,9% årligen mellan 2006 och 2025 och stiga till cirka 170 TWh per år till 2025. Denna OPA -uppskattning är nästan dubbelt den faktiska elbehovet. tillväxt mellan 1990 och 2003 på 0,5% per år. Faktum är att tillväxttakten i elefterfrågan i Ontario har sjunkit sedan 1950. Detta var ett resultat av strukturförändringarna i Ontario -ekonomin under denna period, särskilt nedgången för tung tillverkning och ökad tillväxt inom service- och kunskapssektorerna. .

OPA -prognoserna är kontroversiella. Organisationer som Pollution Probe , Pembina Institute och Ontario Clean Air Alliance hävdar att OPA Supply Mix i grunden är utbudsorienterat och överskattar framtida elbehov. De bygger sina påståenden på flera rapporter som uppskattar prognoser med lägre efterfrågan.

Bevarande- och efterfrågesidan för hanteringsinitiativ i Ontario

Demand-Side Management (DSM) består av implementering av olika policyer och åtgärder som tjänar till att påverka efterfrågan på en produkt. När man talar om el kallas det ofta för bevarande och efterfrågestyrning (C&DM eller CDM), eftersom det syftar till att minska elbehovet, antingen genom att använda mer effektiv teknik eller genom att ändra slöseri. C&DM tar också upp minskningar i topp efterfrågan via Demand Response (DR) -program. Demand Response sänker inte det totala elbehovet; snarare flyttar det efterfrågan från topptiden.

Ekonomiskt rationellt och tekniskt genomförbart bevarande anses av vissa vara det billigaste, renaste sättet att överbrygga klyftan mellan utbud och efterfrågan. Till exempel är belastningsminskningar avgörande för att uppnå målet att stänga kol i Ontario och för att undvika import av amerikansk kolkraft, vilket medför viktiga hälso- och miljöfördelar. Dessutom skulle implementeringen av aggressiva C & DM -mekanismer sänka konsumenternas räkningar samtidigt som provinsens energiproduktivitet ökar. Ontarios ekonomi speglar för närvarande relativt låg elproduktivitet, mätt som BNP per elanvändning. Delstaten New York har en elproduktivitet som är 2,3 gånger högre än Ontario. C&DM -program är också fördelaktiga genom att de kan implementeras inom begränsade tidshorisonter och budgetar i förhållande till de enorma ledtiderna och de finansiella riskerna med installationen av nya generationsanläggningar.

Det är också viktigt att anpassa och använda framgångsrika C & DM -policyer i andra jurisdiktioner. Dessutom är det viktigt att utveckla och använda energieffektivitetsmodeller för att exakt uppskatta energieffektivitetspotential, bestämma den mest effektiva bevarandepolitiken och sätta maximal prioritet för energieffektivitet och bevarande.

Baserat på deras uppskattningar av framtida efterfrågan har OPA rekommenderat 1 820 MW som mål för maximal efterfrågesänkning som ska uppnås år 2025. Efter samråd med intressentgrupper som ansåg att detta mål var för lågt justerades Ontarios C & DM -mål så småningom för att återspegla ett nytt mål 6 300 MW bevarande år 2025 (1350 MW 2007, 1 350 MW extra 2010 och 3 600 MW 2025). Detta mål fastställdes av energiministeriets direktiv om försörjningsmix, som ger vägledning för utarbetandet av Integrated Power System Plan (IPSP) för Ontario Power Authority. Detta mål baserades på "ekonomiskt försiktiga" och "kostnadseffektiva" bevarande och förnybara energikällor och genom att sätta en lägre prioritet för båda alternativen i jämförelse med kärnkraft.

Baserat på modeller och uppskattningar från flera Ontarios energikonsultföretag och oberoende byråer har Ontario en besparingspotential på nästan två gånger Ontarios mål för energieffektivitet. Klyftan mellan Ontarios potentiella besparingar och dess nuvarande mål kan bero på: a) otillräcklig samordning mellan Ontario -regeringen och OPA; b) brist på offentlig information om incitament och energieffektiva åtgärder. c) otillräcklig långsiktig planering och finansiering av energieffektivitet. och e) brist på bra institutionell, leverans och marknadsomvandling . Den största potentialen för energibesparingar i Ontario har identifierats inom belysning, uppvärmning, luftkonditionering, tillverkningsmaskiner och kommersiell utrustning. Enligt en bedömning som OPA beställt gäller denna potential för alla tre elsektorer:

  • Bostadssektorn stod för en tredjedel av energianvändningen i Ontario. OPA -bedömningen tyder på att det finns en potentiell elbesparing på 31% i Ontarios bostadssektor år 2015 via uppgraderingar av belysning och uppvärmning av uppvärmning.
  • Den kommersiella sektorn står för 39% av Ontarios totala elförbrukning. OPA: s bedömning rapporterar en potentiell besparing på 33% inom denna sektor främst inomhusbelysning och eftermontering av kyla.
  • Industrisektorn, som omfattar all tillverkningsverksamhet, gruvdrift, skogsbruk och konstruktion, står för cirka 28% av elanvändningen i Ontario. Baserat på OPA -bedömningen är en energibesparing på 36% möjlig inom denna sektor baserat på investeringar i ny värme-, ventilations- och luftkonditioneringsutrustning.

Statliga aktörer involverade i bevarande och efterfrågestyrning

Den Ontario Conservation Bureau är en statlig organisation som fastställts av Ontario regeringen som en uppdelning av OPA 2005. Dess uppdrag är att främja C & DM program som uppskjuta behovet av att investera i ny produktion och överföring infrastruktur. Program som hanteras av Conservation Bureau inkluderar:

  • Låga inkomster och sociala bostadsinitiativ avsedda att minska elförbrukningen med totalt 100 MW i 33 000 bostäder.
  • Besparingar som uppmuntrar invånarna i Ontario att minska sin elanvändning genom att installera energieffektiv kyl- och uppvärmningsutrustning.
  • Efterfrågeprogram som erbjuder konsumenter kompensation för att minska deras elbehov under specifika tider på dygnet.

Den Ontario Ministry of Energy (MOE) är ansvarig för att Ontarios elnätsfunktioner på högsta nivå av tillförlitlighet och produktivitet. Detta inkluderar att fastställa energieffektivitetsstandarder, inklusive Energy Star -standarder för apparater och fönster. Ministeriet har nyligen påbörjat ett program för att ta bort kommersiella lampor T12 (rörformade 1,5 tum fluorescerande) senast 2011.

Den Ontario Ministry of kommunala frågor och bostäder har börjat uppmuntra privata bostadssektorn utvecklare att öka energieffektiviteten normer för nya bostäder. Andra program inkluderar:

  • En treårig genomgång av Ontarios byggnadskod för att uppgradera energieffektiviteten hos byggnader i Ontario.
  • Ekonomiska incitament (i form av rabatter) för energieffektivitet i bostäder till överkomliga priser.
  • Implementering av ekoENERGI -byggnormer från och med 2007 (Canadas officiella märke i samband med märkning och klassificering av energiförbrukning eller energieffektivitet för specifika produkter)

Den Office of Energy Efficiency (OEE) bildades i april 1998 som en del av naturresurser Kanada och är den primära federal kontor för energieffektivitet. OEE -ansvar inkluderar: främjande av energieffektivitet i stora energisektorer (industri, bostäder, kommersiella och byggande); tillhandahållande av information om energieffektivitet till allmänheten; insamling av data och publicering av energieffektivitetstrender .

Sedan 2005 har Ontario Energy Board (OEB) infört två mekanismer för att skapa incitament för lokala distributionsföretag (LDC) att främja C&DM -programmet: en Lost Revenue Adjustment Mechanism (LRAM), genom vilken verktyg återvinner alla intäkter som de skulle har samlat in om de inte främjat försäljningsminskningar genom bevarande och energieffektivitet; och en delad besparingsmekanism (SSM), genom vilken konsumenter och verktyg delar fördelarna med implementeringen av C&DM -programmet.

Sedan 2009 har miljökommissarie i Ontario (ECO) haft det lagstadgade ansvaret att rapportera om "utvecklingen av verksamheten i Ontario för att minska användningen eller effektivisera användningen av el, naturgas, propan, olja och transportbränslen." ECO tar fram två-delade årsrapporter om energibesparing, den första delen om det bredare politiska ramverket som påverkar energibesparing i Ontario och den andra delen om resultaten av pågående initiativ.

Leveransalternativ

Schema över centraliserade kontra distribuerade system

Elleveranser kan klassificeras som antingen distribuerade eller centraliserade. Medan konventionell, centraliserad generation innefattar få generationsanläggningar anslutna via högspänningsöverföringsledningar som sträcker sig över långa avstånd, är distribuerade generationsanläggningar belägna nära lasten-eller tekniskt sett på mätarens kundsida-även om det inte nödvändigtvis är begränsat till lokal användning . I detta system är distribuerade energikällor fler och tillräckligt små än centrala kraftverk för att möjliggöra sammankoppling vid nästan vilken punkt som helst i elsystemet.

Distribuerad produktion- ibland känd som "spridd" eller "inbäddad" generation när man hänvisar till småskalig vindproduktion-beskriver i allmänhet bara förnybara elkällor med en kapacitet mindre än 10 MW. Teknik som ofta förknippas med distribuerad inkluderar kraftvärme-även känd som kombinerad värme och kraft (CHP) generationens-såväl som mikro turbiner , bränsleceller , och gasgeneratorer som används för på plats eller nödsituation reservkraft.

Förnybar energi kan också betraktas som distribuerad teknik, beroende på deras tillämpning. Vanligtvis är vindkraftparker i samhället , solceller för solceller , geotermiska installationer och biomassa-drivna kraftanläggningar vanligtvis tillräckligt begränsade i sin produktionskapacitet så att de kvalificerar sig som distribuerade energikällor. Omvänt kan stora vattenkraftverk och vindkraftparker till havs, med betydande produktionskapacitet på 50–100 MW eller mer som matas in i högspänningsöverföringsnät, inte anses vara distribuerad produktion.

Kol

Koleldad elproduktion är för närvarande billig i förhållande till andra energikällor. År 2005 var genomsnittspriset på kolkraft i Ontario C $ 46/MWh, jämfört med $ 89/MWh och $ 107/MWh för vattenkraft respektive olja/naturgasproduktion. Kol tros dock kosta tre miljarder i ytterligare hälsokostnader för Ontario varje år, vilket står för detta, det är dubbelt så dyrt som vind.

Ontarios kolanläggningar släpper ut stora mängder växthusgaser och föroreningar som orsakar smog varje år. Den Ontario Clean Air Alliance är kanske den mest högljudda kritiker av koleldad generation i detta avseende. De senaste siffrorna från 2005, rapporterade i den kanadensiska regeringens nationella föroreningar för utsläpp av föroreningar och programmet för rapportering av utsläpp av växthusgaser , visar att Nanticoke Generation Station är den enskilt största avgivaren av växthusgaser (CO 2 ) (17 629 437 ton) och femte största utsläpp luftföroreningar (107 689 470 kg) i Kanada. Men delvis tack vare kontrollerna av surt regn som genomfördes under 1980- och 1990 -talen har kolutsläppen sjunkit. Totalt släppte Ontarios kolverk ut 14% (37 000 ton) av alla NO x , 28% (154 000 ton) av alla SO 2 och 20% (495 kg) av alla Hg (kvicksilver) utsläpp under 2003, respektive.

En kostnads-nyttoanalys som släpptes av provinsregeringen i april 2005 visade att utsläppen från alla koleldrivna stationer i Ontario ansvarar för upp till 668 för tidiga dödsfall, 928 sjukhusinläggningar, 1100 akutbesök och 333 600 mindre sjukdomar (huvudvärk, hosta , andningssymtom) per år.

Ny " ren kol " -teknik - som rökgasavsvavling (FGD) "skrubber" för avlägsnande av SO 2 och selektiv katalytisk reduktion (SCR) för NO X - kan användas för att minska giftiga utsläpp, men har ingen effekt på koldioxidutsläpp och är dyrt att installera. Vittnesmål inför en lagstiftande kommitté i februari 2007 uppskattade Jim Hankinson, verkställande direktör för Ontario Power Generation , kostnaden för att installera nya skrubber på Ontarios kolverk mellan 500 miljoner dollar och 1,5 miljarder dollar.

Från och med 2007 är två av de fyra rökstackarna på Lambton och två av åtta staplar på Nanticoke -stationen för närvarande utrustade med skrubber. OPA förväntas rekommendera om man ska installera skrubber vid återstående kolanläggningar under våren 2007.

År 2007 utgjorde kolkraftverk cirka 21% av Ontarios befintliga energiförsörjning (6434 MW) och 19% av den totala elproduktionen i Ontario (30,9 TWh). vid den tiden hade Ontario fyra kolkraftverk i drift:

I april 2005 stängde Ontarios regering Lakeview Generation Station i Mississauga , Ontario, vilket motsvarar 1140 MW produktionskapacitet.

Ontario-liberalerna kom till makten 2003 och lovade att fasa ut och ersätta alla provinsens kolstationer senast 2007. År 2005 drev regeringen tillbaka måldatumet till 2009 med hänvisning till tillförlitlighetsproblem. Den har sedan reviderat denna plan ännu en gång, bibehållit sitt politiska engagemang, men vägrat att fastställa en specifik tidsfrist för en fullständig avveckling. I stället gav OPA uppdraget att: "Planen för koleldad produktion i Ontario ersätts av renare källor i den tidigaste praktiska tidsramen som säkerställer tillräcklig produktionskapacitet och elsystems tillförlitlighet i Ontario." [Betoning läggs till]

OPA har därefter publicerat preliminära planer för en fullständig utfasning av kol senast 2014, med start 2011. Kolgeneratorer förväntas ersättas av nya anläggningar för förnybar energi och naturgas samt bevarandeåtgärder. Thunder Bay Generating Station , den sista kolkraftsanläggningen i Ontario stängdes av i april 2014 och slutförde avvecklingen. Anläggningen har sedan återställts till service som drivs av biomassa.

Naturgas

Naturgas är ett fossilt bränsle som huvudsakligen består av metan , som kan brännas för att släppa ut värme som sedan används för att producera el. Den innehåller mycket lite svavel, ingen aska och nästan inga metaller; därför, till skillnad från med kol, tungmetall och SO x ( svaveldioxid och svaveltrioxid ) föroreningar är inte ett stort problem. I USA släpper den genomsnittliga naturgasanläggningen ut 516 kg koldioxid , 0,05 kg svaveldioxid och 0,8 kg kväveoxider (NO x ) per megawattimme genererad energi. Jämfört med kol genererar naturgas ungefär hälften så mycket koldioxid, en tredjedel av kväveoxiderna och en hundradel av svaveloxiderna.

Naturgas används oftast för uppvärmningsapplikationer i hem och företag men naturgaseldad kraftproduktion är också en betydande komponent i strömförsörjningsmixen, som står för 8% av Ontarios kraftproduktionskapacitet, med 102 naturgasproduktionsstationer. Denna kapacitet kommer att öka från 5 103 MW till 9 300 MW år 2010.

År 2006 uppmanade Ontario -regeringen OPA att använda naturgas för att möta energibehovet under topptid. OPA fick också i uppdrag att utveckla alternativ för hög effektivitet och värdeanvändning för naturgas. OPA har därför beslutat att använda naturgas för två tillämpningar: (1) lokal tillförlitlighet och (2) systemkapacitet.

År 2025 är den installerade naturgas- och kraftvärmekapaciteten avsedd att öka från nuvarande 4 976 MW till 11 000 MW - ungefär 27% av systemgenereringskapaciteten. Som sagt, på grund av sin dominerande användning endast i högvärdiga energitillämpningar, förväntas naturgas endast stå för 6% av Ontarios totala elproduktion.

Kraftvärme

Kraftvärme , eller kombinerad värme och kraft (CHP), avser samtidig produktion av kraft och värme från samma energikälla. Värmen används sedan i lokala applikationer som uppvärmning av bostäder.

Kraftvärme kan appliceras på vilket bränsle som helst som förbränns för energi. Fossila bränslen, biomassa och biogas kan alla användas i kraftvärmeverk. Att transportera värme över långa avstånd är opraktiskt, så kraftvärmeverk är vanligtvis små och ligger nära energilasten. Därför är kraftvärme i sig kopplat till distribuerad produktion. Kraftvärmeverkens urbana läge gör dem mycket kompatibla med rent brinnande bränslen som naturgas. De hälsoproblem som är förknippade med andra fossila bränslen (se kol ovan) gör dem mindre lämpliga för områden med hög befolkningstäthet.

Kraftvärme kan dramatiskt öka bränsleförbrukningens effektivitet, eftersom 48–64% av energin från konventionell förbränning kan återvinnas som värme, medan endast 25–37% omvandlas till effekt. Den kombinerade effektiviteten för värme och energianvändning kan vara upp till 91%. Hög effektivitet leder till mycket lägre bränslekostnader samt mycket lägre [växthusgas] och andra utsläpp.

Det finns 110 kraftvärmeverk som för närvarande är i drift i Ontario, med en total kapacitet på cirka 2 300 MW. Av dessa bränner 82 naturgas och resten använder biomassa. Endast 50 av dessa anläggningar är anslutna till nätet. (Se: Simon Fraser's Cogeneration Database ).

Ontario Power Authority räknar med att kraftvärmens bidrag till energibesparing kommer att ligga mellan 47 och 265 MW beroende på hur aggressivt det drivs i Ontario. Dessa prognoser är emellertid kontroversiella, eftersom det fortfarande finns mycket debatt om den verkliga potentialen i utbredda kraftvärmeprojekt.

En begäran om förslag skickades ut av OPA 2005 för upp till 1 000 MW ny kraftvärme. Som ett resultat utvecklas för närvarande sju nya kraftvärmeproducerande stationer i Ontario under kontrakt som ingicks 2006 med en sammanlagd total kapacitet på 414 MW.

Kärn

Kärnkraft står för nästan hälften av Ontarios elproduktion. Regeringen planerar att behålla kärnkraftens roll i energiproduktionen fram till 2025. Ontario har för närvarande 18 kärnkraftsenheter i drift. Dessa reaktorer uppgår till 11 400 MW produktionskapacitet och finns på tre platser: Pickering, Bruce och Darlington. Ungefär hälften av Ontarios kraft genererades från kärnkraften 2005.

Det kanadensiska energiforskningsinstitutet ( CERI ) utarbetade en rapport för Canadian Nuclear Association 2004 där man jämför miljökonsekvenser av kärnkraftsproduktion med andra baslastgenererande tekniker i Ontario. De fann att kärnkraften var nästan kostnadsjämförbar med kolproduktion. Grupper som Pembina Institute och Ontario Clean Air Alliance kritiserar dock kärnkraft på grund av effekterna av uranbrytning , de långsiktiga effekterna av radioaktivt avfall och de potentiella terror- och katastrofriskerna med kärnkraft.

I december 2004 fanns det mer än 1 700 000 förbrukade bränslebuntar lagrade på plats på både operativa och avvecklade kärnkraftverk i Ontario.

Kärntekniska anläggningar har långa ledtider för både miljömässiga och andra godkännanden, såväl som själva konstruktionen. Ontarios kärnkraftshistoria är också rutig med budgetöverskridanden och förseningar i nybyggen och renoverade anläggningar. Kärnkraft har höga kapitalkostnader och ledtider, men låga driftskostnader, vilket gör den endast lämplig för baslastapplikationer. Som jämförelse har naturgasanläggningar korta ledtider men höga drifts- och bränslekostnader. Men nyligen har en rad ekonomiska faktorer haft stor inverkan på kostnaden för kärnkraft. Grupper som Ontario Clean Air Alliance påpekar snabbt att fluktuationer i uranpriser har fått driftskostnaderna i samband med kärnkraftsproduktion att öka högre än för naturgasanläggningar och förnybara energikällor.

OPA har instruerats av regeringen att använda kärnkraft för att möta basbelastningen på energibehovet i Ontario, men den kärnkraftsproduktionskapaciteten bör inte överstiga 14 000 MW. Resultatet är att kärnkraft beräknas utgöra cirka 37% av produktionskapaciteten i Ontario och producera 50% av kraften år 2025, ungefär som dess roll i den nuvarande försörjningsmixen.

För att uppnå denna blandning måste fler kärnkraftenheter antingen byggas eller renoveras, eftersom de flesta av reaktorerna som för närvarande är i drift kommer att överstiga deras livslängd före 2020. Som svar har OPA ingått ett avtal med Bruce Power om att renovera två enheter på Bruce, som förväntas lägga till 1 540 MW produktionskapacitet år 2009. Bruce Power planerar också att renovera en tredje enhet i framtiden. Generalrevisor i Ontario släppte en rapport den 5 april 2007, där de kritiserade de höga kostnaderna i samband med renoveringsavtalet Bruce Power.

Ontario Power Generation (OPG) gör för närvarande en miljöbedömning för renovering av fyra driftsenheter vid Pickering B.

Förnybara energikällor

OPA -prognoser för installerad förnybar elkapacitet i Ontario år 2025.
  2005 Installerad kapacitet (MW) Ny kapacitet (MW) 2025 Beräknat totalt (MW)
Vattenkraft 7 768 2 287 10 055
Vind 305 4 719 5019
Biomassa 70 786 856

Som en strategi för att minska utsläppen av växthusgaser planerar Ontario-regeringen att fasa ut koleldade elproduktionsanläggningar och öka andelen el som genereras från förnybara källor samt främja strategier för att minska elefterfrågan genom CDM. Det beräknas att 30% av Ontarios elbehov kommer att produceras från dessa källor år 2025. Jämfört med fossila källor har generering av el från förnybara källor som vatten, vind och biomassa följande fördelar:

  • Låga miljö- och hälsoeffekter på grund av minskade utsläpp av växthusgaser.
  • Låga driftskostnader som leder till låga värme- och elkostnader.
  • Låg säkerhet och säkerhetsrisker i förhållande till konventionella energikällor som fossila bränslen eller kärnkraftgenerationer.
  • Minskat beroende av importerade bränslen som skapar energisäkerhet.
  • Den distribuerade karaktären hos förnybar energi möjliggör minskning av kostnader och förluster vid överföring och distribution av centralt genererad kraft.

Vattenkraft

Vattenkraft står för närvarande för cirka 21% av den nuvarande elförsörjningen i Ontario. Denna kapacitet beräknas stiga till 30% till 2025 när nya platser läggs till den nuvarande installerade kapaciteten och de befintliga renoveras. Särskild tonvikt kommer att läggas på att utveckla vattenkraftverk med stor lagringskapacitet som kan användas för att tillhandahålla överförbar energi , som är lika kapabla att tillgodose toppbehovet för el eller kompensera intermittent karaktär hos andra förnybara källor som vind.

Vind

Ontario, särskilt den södra delen, har riklig vindpotential som kan utnyttjas för att generera förnybar el. Det uppskattas att Ontario har en yta på cirka 300 000 km 2 inom räckhåll för överföringssystemet som kan användas för att generera el från vindenergi. Detta område approximerar storleken på Tyskland, som är det ledande landet för att producera el från vindenergi. Om Ontario intensivt kunde använda vindkraft som Tyskland, skulle vindbaserad el bidra med upp till 13% av provinsens efterfrågan. Att generera el från vindenergi anses vara kostnadseffektivt i södra Ontario på grund av närheten till överföringsledningar och lastcentraler.

Vind kan anses vara en opålitlig elkälla på grund av dess intermittenta natur. Att integrera vindenergi med vattenkraftsystem eller biomassa säkerställer dock en stabil förnybar elförsörjning. Integrationer av vind och vattenkraft har framgångsrikt praktiserats i delstaten Oregon och kan användas för att tillhandahålla tillförlitlig el i Kanada.

År 2015 var Canadas installerade vindkapacitet 11 205 MW, där Ontario ledde landet i installerad kapacitet på 4 361 MW. OPA uppskattar att denna kapacitet kommer att öka till 5.000 MW år 2025, men andra studier uppskattar kapaciteten att nå 7.000 MW år 2020 och 8000 MW med 20XX.

Biomassa

Biomassa avser organiskt material från växter eller djur som kan omvandlas till energi. Bioenergi är i sin tur varje form av energi (värme eller el) som genereras från biomassa.

Utvecklingen av en bioenergiindustri i Ontario står inför många utmaningar, inklusive, men inte begränsat till, höga kostnader på grund av den småskaliga tekniken som används för att omvandla biomassa till energi- och miljöfrågor (t.ex. minskad markproduktivitet och ökad användning av gödningsmedel och bekämpningsmedel ) relaterade till intensiv skörd av biomassa för energiproduktion. Som sagt, forskning som har utförts för att ta itu med några av dessa problem tyder på att antagandet av hållbara förvaltningspraxis som syftar till att upprätthålla ekologiska funktioner i skog och agroekosystem kan upprätthålla biomassaproduktion utan negativa effekter på miljön.

Biomassans dubbla roll som ersättning för fossila bränslen och som en sänka för atmosfäriskt kol är den största fördelen för dess användning vid energiproduktion. Bioenergiproduktion från hållbara biomassakällor anses vara koldioxidneutral eftersom CO 2 som släpps ut vid förbränning eller naturliga nedbrytningsprocesser fångas upp av växande växter. Även om biomassabaserad Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC) och Combined Heat and Power (CHP) med lagring av koldioxidutsläpp (CCS) kan vara lovande teknik för att minska växthusgasutsläpp från elproduktionsanläggningar, är dessa tekniker småskaliga och inte välutvecklade inom Ontario. Rörelsen till förmån för att generera bioenergi från kommunalt avfall verkar vara en strategi för att mildra papperskorgen; många kommunala deponier närmar sig kapacitet. Det finns en potential att generera intäkter från metanutsläpp från kommunalt avfall.

Enligt IPSP kan totalt 1 250 MW genereras från biomassa år 2027 , men endast 856 MW har beaktats i planer hittills. Andra rapporter tyder på att biomassa har potential att producera cirka 14,7TWh (2450 MW) el och 47,0 TWh värme på 10 - 20 år.

För närvarande är skogens biomassa den huvudsakliga källan till biomassa som används för energiproduktion, följt av jordbruksbiomassa samt kommunalt fast avfall och avloppsvatten.

  • Skogsbiomassa inkluderar skörderester (snedstreck), rester från skogsodlingsverksamhet, träverkskvarnerester, torv och kortroterade träiga plantager som vidplantager. En stor del av detta finns i norra Ontario, där avlägsna samhällen kan dra nytta av att förlita sig på energikällor som är mindre beroende av en anslutning till det större provinsnätet. En genomförbarhetsstudie för att generera el från skogens biomassa, torv eller kommunalt avfall på Atikokans produktionsstation i nordvästra Ontario pågår just nu.
  • Jordbruksbiomassa omfattar biogas från gödsel, grödor och djurrester, samt energigrödor som växelgräs och vassgräs. Ontario har cirka 630 000 ha mindre produktiv jordbruksmark än vad som skulle kunna avsättas för jordbruket med en produktionskapacitet på 5,58 miljoner ton biomassa (103PJ energi) per år.
  • Kommunala biomassakällor inkluderar fast avfall och kommunalt avloppsvatten. Nedbrytning av biomassa producerar gas som är 50% metan och 50% koldioxid. Omvandling av deponigaser till energi kan således minska den totala miljöpåverkan.

Sol- och geotermisk

Södra Ontario, i synnerhet Toronto, får lika mycket sommarsolstrålning som staden Miami, Florida , vilket indikerar att Ontario har tillräcklig solenergi som kan utnyttjas för att generera el eller värme. Till skillnad från solenergi producerar geotermiska värmepumpar (GHP) värmeenergi som huvudsakligen används för uppvärmning av rum och varmvatten. GHP fungerar som kylskåp för att överföra absorberad värmeenergi under frostlinjen (cirka 1,2 m jorddjup för södra Ontario) till anslutna byggnader.

OPA uppskattar att denna teknik kommer att bidra med cirka 1 000 MW till Ontario elkapacitet år 2025. Även om denna uppskattning användes för planeringsändamål är det möjligt att kapaciteten kommer att öka i framtiden när respektive teknik utvecklas. Vissa studier tyder på att installerad kapacitet för solcellsanläggningar ensam kan vara så mycket som 5 000 - 6 200 MW år 2015.

Import

Ontario har en sammankopplingskapacitet på totalt 4 000 MW. Anslutande jurisdiktioner inkluderar: New York, Michigan , Quebec, Manitoba och Minnesota . Provinsnätet är anslutet till den östra sammankopplingen som hanteras av Northeast Power Coordinating Council .

OPA Supply Mix Advice Report rekommenderar 1250 MW import till Ontario. Denna siffra härrör främst från kortsiktiga vattenkraftprojekt som planeras i Quebec. Hydro-Québec TransEnergie och Ontarios Hydro One , varje provinsens elleveransföretag, undertecknade i november 2006 ett avtal på 800 miljoner dollar för att bygga en ny sammanlänning på 1.250 MW Quebec-Ontario senast 2010.

Det finns också potential för nya sammankopplingar till Manitoba och/eller Labrador. Men på grund av kostnads- och lokaliseringsutmaningar förblir dessa planer preliminära och betraktas som långsiktiga möjligheter (2015–2025).

Manitoba planerar två nya vattenkraftprojekt, kända som Conawapa Generating Station och Keyask (Gull) Generation Station, i norra Manitoba. Conawapa, som ligger vid Lower Nelson River, planeras ha en beräknad kapacitet på 1 380 MW när den kommer online 2017. Keeyask, som ursprungligen beräknas vara i drift 2011/2012, förväntas generera 600 MW. Nya långväga högspänningsöverföringsledningar måste byggas för att stödja projekten, eftersom den befintliga sammankopplingslinjen mellan Manitoba och Ontario är för liten för att möjliggöra adekvata uppgraderingar.

Newfoundland och Labrador planerar att bygga två stora produktionsstationer som kan generera ungefär 2800 MW på Lower Churchill River i Labrador . Den Bisamråtta Falls anläggningen är att ha en planerad kapacitet på 824 MW, medan Gull Island projektet förväntas generera 2000 MW. Varje sammankoppling till Ontario skulle dock behöva stöd från både Quebec -regeringen och den federala regeringen, eftersom överföringen av el som genereras i Labrador måste gå genom Quebec.

De flesta importen från USA är baserad på kärnkraft, naturgas eller koleldade anläggningar. Som sådan har Ontarios regering uttryckt litet intresse för att öka elimporten från USA.

Se även

Referenser