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アルバータ州の電力政策は、複数の機関を通じて実施され、投資家を惹きつける競争力のある市場を持つ電力セクターを創出し、消費者に信頼性が高く手頃な価格の電力を提供するとともに、有害な汚染を削減して環境とアルバータ州民の健康を保護することを目的としている、と2022年のウェブサイトに記載されている。[ 1 ]
アルバータ州の電力産業の規制の基本的な枠組みは、電気事業法です。この法律は、1996年にアルバータ州の電力市場の自由化を開始し、州は従来のサービスコスト規制から市場ベースのシステムへと電力市場の再構築を開始しました。[ 1 ]この法律は、州の電力システムを監督する独立機関、すなわちアルバータ電力系統運用者（AESO）、バランシングプール、アルバータ公益事業委員会（AUC）、公益事業消費者擁護局（UCA）、および市場監視管理者（MSA）を設立しました。[ 1 ]
かつては、アルバータ州で発電される電力の 80% が石炭で賄われていました。 [ 2 ] 2019 年末までに、発電構成の 36% が石炭、 54% が天然ガスとなり、アルバータ州の電力の 89% は化石燃料から生産されました。[ 3 ] 11% は風力タービン、水力、地熱、バイオマスなどの再生可能エネルギーで発電されています。[ 3 ]
2000年から2021年まで、ピーク時の平均卸売プール価格は約70カナダドル/MWhで、オフピーク時も70カナダドル/MWhでした。AESOのデータによると、2021年8月12日の平均卸売プール価格は142カナダドル/MWhで、過去20年間で最高値となりました。[ 4 ]
2015年には、電気料金が2003年以来初めて1kWhあたり4セントを下回りました。これは、石油価格、ひいては商品価格が下落した経済不況時のことです。[ 5 ]電気料金がこれほど低かったのは、2003年以来のことです。 [ 5 ] 2017年には、1kWhあたり2.88セントという、またしても歴史的な低水準に達しました。[ 5 ] 2018年までに、価格は2014年の経済低迷以前の価格まで上昇し始めました。[ 5 ] UCP政権が2019年秋の予算で、電気料金に1kWhあたり6.8セントの価格上限を設けていた規制料金オプション（RRO）を廃止して以来、電気料金と請求額は大幅に上昇しています。[ 5 ] 2022年1月までに、電気料金と請求額は過去最高値に達し、エドモントンとカルガリーでは1kWhあたり16セント以上となった。これには配電と送電の料金は含まれていない。[ 5 ]
2021年1月22日、EDCアソシエイツは、アルバータ州の電力部門における小売競争で20年間の成功を収めたと報告した。[ 6 ] 20年間のオンピーク時のプール価格は平均70ドル/MWh、オフピーク時の価格は平均31ドル/メガワット時（MWh）だった。[ 6 ]アルバータ州電力系統運用者（AESO）は、州内のすべての電力の売買のための唯一の市場であるパワープールを管理している。2000年から2020年までの20年間におけるパワープールの最高価格は90ドル/MWhだった。[ 6 ]
2021年8月、AESOのデータに基づくと、同州の卸売電力価格は急激に上昇し、2020年のアルバータ電力プール平均価格の2倍以上となった。2021年1月から8月までの平均プール価格は103.51ドル/MWhであったが、8月には142ドル/MWhとなり、過去20年間で最高の年間電力価格となった。[ 4 ]
2022年3月7日、ケニー首相は150ドルの電気料金の払い戻しを発表した。NDPのエネルギー担当評論家キャスリーン・ガンリー氏は、これは不十分だと述べ、UCP政権に対し、電気料金の上限設定、払い戻しプログラム、または逆料金制度の導入を検討するよう求めた。ガンリー氏は、政府は「真の救済策を提供する」ために2022年度予算を修正すべきだと述べた。UCPの天然ガス・電力大臣は、これまで使用されてきた料金上限設定は将来の供給能力を増加させるものではなく、短期的な救済策にしかならないと反論した。彼らは、料金上限設定は将来の世代が実施のために高額な費用を支払うことになるため、財政的に責任あるものではないと述べた。[ 7 ]
AESO は、時間ごとの電力プール価格の可能性を検討する際、炭素価格の影響、発電機の廃止、石炭発電機からガス発電機への転換、天然ガスの価格、供給への再生可能エネルギー形態の追加、発電ユニットまたは送電における停電などの市場の基本要素を考慮します。[ 8 ] 2021 年の予測は $98/MWh で、2022 年に $74/MWh に 25% 減少すると予想されました。[ 8 ]予測を行う際、AESO はアルバータ州の内部負荷 (AIL) を考慮します。2021 年の AIL は、予想される異常気象、パンデミックからの回復、原油価格の上昇、オイルサンド生産による州の経済成長のため、2020 年よりも高くなると予測されました。[ 8 ]
アルバータ州の発電部門を支配する公益事業会社の1つであるトランスアルタは、 2021年9月30日から12月31日までの期間、2020年の同時期と比較して4億500万ドルの利益増加を報告した。[ 9 ]
カナダの他の地域と比べて、アルバータ州の都市は1880年代から1890年代まで電気システムを導入できるほど大きくなかった。カルガリーは、1887年にカルガリー電気照明会社（ELC）が照明を設置したことで、電気システムを持つ最初の都市となった。 [ 10 ]起業家たちは1891年10月23日にエドモントン電気照明電力会社 の建設許可を取得し、それから2か月も経たない12月22日にはエドモントンの一部地域で初めて電気照明が灯った。許可は1909年に期限切れとなる予定だった。[ 11 ]
1921年、アルバータ州統一農民党（UFA）は、公営の農村電化を求める農民による小規模なポピュリスト運動を起源として、過半数議席を獲得し[ 12 ]、1935年まで政権を維持した[ 13 ]。推定費用2億カナダドルは1920年代には法外な金額だった。1930年代には、ダストボウル干ばつと世界恐慌の複合的な影響でプレーリー地方が最も大きな打撃を受けたため、電化計画はすべて中断された[ 14 ] 。 1945年までにカナダ全土で電気が通った農場は5軒に1軒に過ぎなかったが、アルバータ州の農村部では、既存の民間電力独占企業が高額な費用を理由に農村電化に何の動機も関心も持っていなかったため、状況はさらに複雑だった[ 13 ]： 11
1938年、エネルギー公益事業委員会（EUB）は石油天然ガス保全委員会を引き継いだ。AEUBは後にエネルギー資源保全委員会（ERCB）およびアルバータ州エネルギー規制委員会（AER）となった。2013年6月17日、AERはライフサイクル全体にわたる規制の観点からエネルギー資源開発の監督を引き継いだ。[ 15 ]
石油・ガス部門と電力部門の両方において、潜在的な私的利益から部門を保護しつつ、部門の発展を促進・円滑化するために、公的所有を提唱する人々がいた。[ 16 ]： 11 1940年の州の石油に関する王立委員会は、エネルギー部門の発展を促進、加速、拡大すると同時に、「一攫千金を狙う者」が過剰生産によって「混乱」を引き起こすのを防ぐために、黎明期の石油・ガス産業への政府介入を勧告した。同様に、石油・ガス部門と同様に、電力部門にも、州全体に電化を加速・普及させるために公的所有を提唱する人々がいた。[ 16 ]： 11
1948年までに、アルバータ州では電化が非常に重要な問題となっていた。新しい送電線の設置は、人口密度の高い都市部よりも農村部の方が遅く、費用も高かったからである。アルバータ州の与党である社会信用党は、 1948年のアルバータ州総選挙の投票用紙に電化に関する住民投票を追加した。住民投票の選択肢は、自治体の発電所と民間企業が電力を供給する既存のモデルか、アルバータ州政府電力委員会の管理下にある公営システムかの2つであった。これはアルバータ州の歴史上4回目の住民投票であった。[ 16 ] : 11民間企業による既存のモデルを支持する側が、政府所有に反対し、50.03%対49.97%で「僅差」で勝利した。[ 16 ] : 11アルバータ州の2大都市であるカルガリーと州都エドモントンは反対した。エドモントンの有権者の大多数は州による管理を支持したが、カルガリーではさらに大多数の有権者が既存の民間企業と市営企業の組み合わせを支持した。[ 17 ]： 185 [ 18 ]住民投票の結果にもかかわらず、政府は多くの農村電化協会の設立を支援し、その一部は今日でも存続している。[ 19 ]
エドモントン市は、1955年にロスデール発電所が石炭から天然ガスに切り替えた際、石炭から天然ガスに転換した初期の電力施設の1つであった。[ 15 ]
1970年、クローバーバー発電所の建設が開始された。この発電所は、エドモントンの配電部門と発電所部門の合併により新たに設立されたエドモントン・パワーが所有していた。[ 15 ]
「州全体の発電と送電の価格を平均化することで電気料金の均等化を実現する」ために、1982年に電力エネルギーマーケティング庁が設立され、公益事業委員会が「電力会社が同庁に電力を販売する価格」を設定しました。[ 15 ]
州と連邦政府の合意により、1986年に天然ガスの価格が自由化され、天然ガスの価格が下落した。アルバータ州は天然ガス保護計画を失効させた。同年、アルバータ州エネルギー天然資源省に代わって、エネルギー省と森林・土地・野生生物省という2つの新しい省が設立された。[ 15 ]
アルバータ州初の石炭火力蒸気タービンは、1989年に建設されたジェネシー発電ユニット、ジェネシー2号機で、出力は410メガワットでした。[ 15 ]
アルバータ州は、他のほとんどのカナダの州とは異なり、独自の州営電力会社を所有・運営したことがありません。[ 20 ] 1990年代、停電への対応として、ラルフ・クライン 首相率いるアルバータ州政府は、州内で発電する企業が増えれば競争が激化し、価格が下がると考えました。彼は、規制緩和によってアルバータ州が企業にとってより魅力的な場所になると考えました。[ 21 ]政府は、1996年から2016年までアルバータ州で生産される全電力の一部を供給する権利をオークションで落札した企業が取得する電力購入契約（PPA）の戦略を策定しました。PPAは、発電所の建設に関するすべての決定と費用を負担し、すべての財務リスクに対する責任も負います。彼らは「価格変動のリスクと報酬」を負って電力を送電網に売却します。[ 21 ]
電力事業の再編は 1996 年に始まった。再編プロセスを通じて、アルバータ州はカナダで初めて電力市場の自由化を実施した州となった。[ 22 ] : 193–195電力事業を規制するための新しい枠組みを提供した法律は、電力事業法(EUA) であった。1997 年の電力事業改正法による 1996 年法の改正を通じて、さらなる再編が行われた。[ 15 ] 2003 年に、同法の規定により、業界の運営方法を再構築する新しい機関が設立された。これには、アルバータ電力系統運用者(AESO)、アルバータ公益事業委員会(AUC)、市場監視管理者などが含まれる。[ 23 ]
この自由化された市場での発電では、電力市場でエネルギーを販売するための競争があり、価格は競争的に決定されます。民間資本が新しい発電所を建設し、所有者が財務リスクを負います。これは、BC Hydro、SaskPower、Manitoba Hydro、Hydro-Québec、そして歴史的にはOntario Hydroなど、他のカナダの州にある垂直統合された州政府の公営企業とは対照的です。これらの企業は一部の公益事業サービスを提供しています。カナダのほとんどの州では、従来のサービスコスト規制電力システムが採用されています。[ 24 ]
ブレナンによれば、2008年当時、アルバータ州では発電会社が発電と送電の両方を所有していた。[ 25 ] : 19 アルバータ・パワー社（現ATCOパワー）の元上級副社長で、数十年にわたり電力事業に携わってきたキース・プロボストによれば、AESOは操作されやすく自由市場システムではない独自のシステムを持っていた。規制された市場で将来の供給のための電力契約を販売する代わりに、AESOは操作されやすく自由市場システムではない独自のシステムを持っていた。プロボストは、規制緩和されたシステムが電力価格の変動を引き起こし、消費者価格を高く維持しながら発電会社の利益を最大化していると述べた。[ 26 ]
2000年以降、アルバータ州の電力市場はエネルギーのみの市場（EOM）となっており、電力生産者は発電した電力に対してのみ報酬を受け取ります。[ 27 ] EOMシステムでは、施設の建設場所、使用する技術、エネルギー源の種類に関する決定は生産者に委ねられており、多くの場合、生産者は民間投資家と協力して、これらの選択に伴うリスクを負います。[ 27 ]これは、卸売電力価格の変動性を高める可能性のあるシンプルなシステムです。[ 27 ]
統一保守党（UCP）は、法案18号、電力法（容量市場終了）改正法の可決により、レイチェル・ノトリー前政権による電力システムの改革計画、すなわちエネルギーのみの市場から容量市場への移行計画を中止した。[ 28 ]容量市場では、電力生産者は発電に対してだけでなく、需要のピークに対応できるようより高いレベルの容量を維持することに対しても報酬を受け取るため、価格変動が少なくなる。[ 27 ]
IEAによると、1999年から2009年にかけて、カナダのほとんどの州で電力部門の構造が市場自由化に向けて変更された。規制や市場設計の変更に対するアプローチは州によって異なっていた。[ 22 ]： 191報告書は、1990年代には自由化プロセスの一環として競争的な卸売市場が育成されていたと述べている。カナダのすべての州の中で、卸売と小売の両方のレベルで効果的な自由市場を持っていたのはアルバータ州だけだった。[ 22 ]： 217 IEAによると、少数の支配的な総合電力会社が発電、送電、配電サービスの大部分を提供している。報告書はこれらのサービスを分離することを推奨した。[ 22 ]： 193-195
1996年、アルバータ州は、従来のサービス料金規制から市場ベースのシステムへと電力市場の再構築を開始し、1996年電気事業法に基づき、独立した電力部門機関を設立しました。これらの機関は、州の電力システムを監督し、「信頼性が高く」、「手頃な価格」で、アルバータ州民の健康と環境に害を及ぼす汚染を削減し、同時に業界投資家にとって競争力のある市場を確保する電力システムを構築するために設立されました。[ 1 ]
これらの機関には、アルバータ州電力系統運用者（AESO）、バランス調整プール、アルバータ州公益事業委員会（AUC）、公益事業消費者擁護局（UCA）、市場監視管理者などが含まれます。[ 1 ]
AESO は業界と提携しておらず、市場資産を所有していません。[ 25 ] : 19 AESO は、アルバータ州相互接続電力システム (AIES) およびバランス プールの計画と運用を主導する独立したシステム オペレーターです。AESO は、競争的な電力市場を促進することにより、グリッドへのオープン アクセスを促進します。AESO は、AltaLink、ATCO、ENMAX、EPCOR などの小売業者、発電事業者、送電設備所有者と協議することにより、電力業界と連携しています。[ 25 ] : 19 [ 29 ] AECO は、州のエネルギー大臣によって任命された独立した取締役会によって統治されています。[ 25 ] : 19 AESO は、業界に関する情報を収集および評価します。罰金および制裁は、AUC に提出するために MSA によって推奨されます。
アルバータ州公益事業委員会（AUC）は、投資家所有の公益事業会社が提供する公益事業の配電および送電サービスを完全に規制する電力公益事業委員会（EUB）に取って代わりました。AUCは、電力市場に関連する罰則、規則を決定し、申請を受け付けます。[ 24 ] [ a ]再編の一環として、エネルギー公益事業委員会は卸売電力価格を規制しなくなり、顧客は電力小売業者を選択できるようになりました。EUAは、アルバータ州で売買されるすべての電力は、「独立した中央のオープンアクセスプールとして機能する」パワープールを通じて交換されなければならないと規定しました。これは、「需要を最低コストの供給と一致させ、時間ごとのプール価格を設定することを目的としたスポット市場」として機能しました。[ 30 ]エネルギー公益事業委員会（EUB）が新たに実施した電力公益事業業界の再編料金の下では、「各主要公益事業会社は、発電、送電、配電のコストを分離するために申請する必要がありました」。[ 15 ]
アルバータ州南部では、1998年10月25日にいくつかの地域で輪番停電が発生し、州の電力監視機関であるEUBが調査を行った。1998年11月4日のEUBの報告書を受けて、新たな産業界と政府の合同タスクフォースが設立され、新たな規制が導入された。[ 31 ]： 24 [ 32 ] [ 33 ] [ 34 ]
規制料金オプション (RRO) は、30 社の小売電力供給業者のいずれかと契約を結んでいない小規模事業者および住宅消費者向けの、電力のデフォルトの規制料金または変動料金オプションを指します。 [ 35 ] RRO は毎月変更される可能性があります。AUC は、アルバータ州民に規制料金オプション (RRO) サービスを提供することを承認した 5 つの投資家および自治体所有の会社( AltaGas Utilities、City of Lethbridge、Direct Energy Regulated Services (DERS)、ENMAX Power) を規制しています。[ 36 ]これらの RRO プロバイダーには、電線サービスについては Epcor Distribution と FortisAlberta、電力については ENMAX Power と EPCOR Energy が含まれます。州内の地理的な位置に基づいて、政府は住宅および事業用電力消費者向けに、電力と天然ガスの RRO プロバイダーを 1 つだけ指定しています。州全体では、RRO プロバイダーは 5 つだけです。[ 36 ]これらのうち、4 つが電力を提供し、3 つが天然ガスを提供しています。[ 36 ]レスブリッジ市は、同市域内の34,000世帯にRRO電力を供給している。[ 36 ]
アルバータ州は2000年から電力供給不足に関するエネルギー緊急警報を記録し始めた。[ 37 ]それ以来、42件のEEAが報告されているが、そのうちAESOが「電力負荷の削減」または消費者へのサービス削減を要請しなければならなかったレベル3に達したのはわずか2件である。1件目は2006年7月24日に発生し[ 32 ]、2件目は2012年7月9日に発生した。[ 37 ] : 9 [ 38 ]
2000年以降、ピーク時の卸売プール価格の平均は約70カナダドル/MWh、オフピーク時は31カナダドル/MWhであったが[ 6 ] 、 AESOのデータによると、2021年8月12日の平均価格は142カナダドル/MWhで、2021年現在までの平均は103.51カナダドルとなり、20年間で最高価格となった。[ 4 ]
市場監視機関（MSA）は、電力市場における競争優位性を監視する機関です。AESOは情報収集や評価対象分野の提言を行う役割を担いますが、AUCに対して罰則や罰金を勧告できるのはMSAのみです。
バランシングプールは、支出と収益を予測し、支払いを管理するとともに、一部の発電資産も管理します。また、AESOの権限と責任を定め、政策を実施します。その規定の中には、卸売市場の清算機関であるアルバータ電力プール（Power Pool）の設立が含まれていました。AESOを通じて、スポット市場が創設されました。
州内で売買されるすべての電力は、アルバータ州電力プールを通じてのみ取引されます。アルバータ州電力プールは、1996年の設立以来、競争的な卸売電力市場と発電の配電を運営している、中央の非営利で独立したオープンアクセス機関です。[ 30 ]
投資家所有または自治体所有の地域配電事業者は供給義務を保持し、上位6社の事業者は既存発電所の出力の一部を固定価格で割り当てられた。
パワープールは、発電の配電を含む競争的な卸売市場を運営する非営利組織です。[ 30 ]パワープールは、毎分60の限界価格に基づいて毎時間改定されるプール価格を設定することにより、スポット市場として機能し、最も低価格の供給と需要をマッチングさせました。[ 30 ]受け入れられたオファーのみが発電し、AESOプール価格を受け取ります。受け入れられたすべてのオファーは、提示された価格ではなく、プール価格という同じ価格を受け取ります。[ 26 ]パワープールの設立後、電気料金は大幅に上昇し、2001年までに北米で最も低い価格から3番目に高い価格になりました。[ 39 ] [ 40 ]
公益事業消費者擁護局（UCA）は、電気と天然ガスの両方を含むエネルギー料金の包括請求を消費者が理解できるよう支援しています。UCAは常に更新されているウェブサイトで詳細な情報を提供しています。これには、消費者が料金比較を使用して30社の小売電力供給業者の中から1社を選択するのに役立つツールや、非常に詳細な電気料金の請求を理解するための支援が含まれています。[ 40 ]
石炭火力発電はアルバータ州の電力部門の基盤であった。2013年には、石炭が全体の55%、天然ガスが35%、再生可能エネルギーと代替エネルギーが11%を占めた。これらのよりクリーンなエネルギー源には、「風力、水力、バイオマス、コジェネレーション」が含まれる。[ 41 ]： 186
カナダの利用可能な石炭資源の90%は、低級の褐炭から半無煙炭までさまざまな等級の石炭を含め、アルバータ州、ブリティッシュコロンビア州、サスカチュワン州の3つの西部州の下にある西カナダ堆積盆地（WCSB）[ 42 ]に存在します。主に発電に使用される褐炭は採掘が容易で、1800年代からアルバータ州で発電に使用されてきました。[ 43 ]
石炭を燃やして発電する石炭火力発電所は、アルバータ州の電力システムの「基幹」であった。[ 44 ]
IEAは、アルバータ州のGHG排出量がカナダで2番目に高く（190 Mt）、カナダの総排出量の27%を占めていると報告した。[ 22 ] : 43オンタリオ州だけが234 Mtで、2006年のカナダの排出量の33%を占め、アルバータ州より高かった。[ 22 ] : 43 2007年には、石炭火力発電所、パルプ工場、オイルサンドプロジェクトなどの大規模排出源から始めて、GHG排出量を12%削減する新しい政策が導入された。[ 44 ]アルバータ州は、北米で初めて炭素税を導入した管轄区域であり、特定ガス排出規制（SGER）は成功事例と見なされた。[ 44 ]
2009年には設備容量が12,834メガワットに達し、石炭（5,692 MW）と天然ガス（5,189 MW）が州の発電設備の大部分を占めた。[ 45 ]
2017年の国際エネルギー機関（IEA）の報告書によると、2013年のアルバータ州の発電構成は引き続き「石炭が55%で支配的」であり、天然ガスが35%、再生可能エネルギーと代替エネルギー源が11%で、「風力、水力、バイオマス、コジェネレーション」が含まれていた。 [ 41 ] ： 186 [ b ]次に大きな電力源は天然ガスで、その割合は2004年の29%から2013年には35%に増加した。2013年までに、再生可能エネルギーと代替エネルギーは発電構成の11%を占め、風力発電所、水力発電所、バイオマス発電所、コジェネレーションが含まれていた。[ 41 ]： 186
アルバータ州の経済学者アンドリュー・リーチとブレイク・シャファーによると、アルバータ州の発電構成における石炭の割合は、2015年の50%から2020年には27%に低下したが、5年間の移行期間中に電気料金の値上げやサービスの中断はなかった。[ 44 ]
TransAltaは、 Brookfield Renewable Partnersの7億5000万カナダドルの投資によって部分的に資金提供された石炭火力発電所から天然ガス発電所への転換を迅速に進めることを選択した。2021年2月2日までに、TransAltaは計画されていた3つの転換のうち最初の転換を完了した。 [ 46 ] 2021年12月末までに、TransAltaはアルバータ州キーフィリス近郊にあるキーフィリス第3ユニット施設で、石炭火力発電から天然ガスへの完全な転換を完了した。[ 47 ] TransAlta は、 2017 年にサンダンス発電所の1 号機、2018 年に 2 号機、2020 年に 3 号機、2021 年に 5 号機を廃止した。サンダンス 6 号機は 2021 年に天然ガスに転換された。ダフィールドのキープヒルズ発電所の1 号機は 2021 年に廃止された。[ 48 ] キープヒルズの 2 号機と 3 号機は 2021 年に天然ガスに転換された。シアネスの 1 号機と 2 号機は、2021 年に 2020 年に天然ガスに転換された。TransAlta によると、州および連邦の炭素価格と炭素税は、石炭を資産ではなく負債に変えた要因の 1 つである。 サンダンス発電所の4 号機と 5 号機は 2021 年に運転を開始した。[ 49 ]
アルバータ州中西部のグランデ・キャッシュにあるミルナー・パワー社のHRミルナー発電所は、 1972年に石炭火力発電所として稼働を開始しました。[ 50 ] 2011年、アルバータ州公益事業委員会は、ミルナー社に対し 、公聴会や申請通知なしに、150メガワットの石炭火力発電所から500メガワットの発電所に拡張する暫定承認を与えました。[ 51 ] 2015年に連邦温室効果ガス規制が施行されるにあたり、エコジャスティスとペンビナ研究所が懸念を表明しました。 [ 51 ] 2011年までに、カナダの全州の中で、アルバータ州は11基の石炭火力発電所を擁し、最も多くの発電所を抱えていました。[ 51 ]
2023年には石炭は総発電量のわずか12％を占めるに過ぎず[ 52 ]、2024年6月16日に完全に段階的に廃止された[ 53 ]。
天然ガスは、数十年にわたり、石炭に次いでアルバータ州の電力供給構成において主要な役割を果たしてきた。[ 41 ] : 186 天然ガスは、2004年には29%、2013年には35%を占めた。[ 41 ] : 186 2023年までに、アルバータ州の電力の69%が天然ガスから発電されるようになった。[ 52 ]
コジェネレーション（熱電併給（CHP）とも呼ばれる）は、熱と電気を同時に生産する発電所を指します。[ 54 ] アルバータ州のオイルサンドでは、石油の抽出と精製活動で発生する蒸気も発電に使用されます。典型的なオイルサンドのコジェネレーションプラントは、ガスタービンからの排熱をボイラーまたは蒸気発生器で回収し、低圧蒸気を近隣のビチューメンプラントに送ります。[ 55 ]コジェネレーション施設は、産業活動を支えるために、電力価格に関係なく継続的に稼働する傾向があります。[ 52 ]コジェネレーションは、他の天然ガス技術タイプよりも、アルバータ州の総電力のかなりの割合を供給しています。 [ 56 ]
風力発電部門、特にアルバータ州南部では、2005年の総発電量の1.1%から2023年には12%へと著しい成長を遂げている。[ 52 ]
1910年代、アルバータ州は水力発電施設を建設した。しかし、石炭火力発電所や天然ガス火力発電所の建設は水力発電を上回った。[ 57 ]
1950年代には、アルバータ州の電力の50%は水力発電によって供給されていましたが、2010年までに7%に減少しました。[ 58 ] 2018年には、水力発電プロジェクトの提案はありませんでした。[ 57 ]
2018年までに、アルバータ州は再生可能エネルギーの開発において他の州に遅れをとっていた。進歩保守党が政権を握っていた44年間、優先されたのは再生可能エネルギーではなく石油とガスの生産だった。[ 57 ]
ハッチ・コンサルタンシーは、2020年の「アルバータ州公益事業委員会向け最終報告書：アルバータ州の水力発電エネルギー資源に関する最新情報」で、アルバータ州の河川流域の開発可能性を評価しました。アサバスカ川流域：13,050 GWh、チャーチル川流域：水力発電の可能性なし、ヘイ川流域：100 GWh、ミルク川流域 ：水力発電の可能性なし、ノースサスカチュワン川流域：8,270 GWh、ピース川流域：19,720 GWh、レッドディア川：340 GWh、スレーブ川流域：7,640 GWh、サウスサスカチュワン川流域：3,930 GWh。[ 59 ]
水力発電は歴史的にカナダ最大の電力源であった。しかし、多くの施設は老朽化しており、高額な修繕が必要である。建設費が高額なため、しばしば予算超過が発生し、より安価な再生可能エネルギーの選択肢が他にも多数あるため、将来の水力発電プロジェクトは慎重に検討する必要がある。[ 60 ]
カナダ初の商業用風力発電所であるトランスアルタ社のカウリーリッジ風力発電所は、アルバータ州ピンチャークリーク近郊にあり、 1993年に完成した。[ 15 ]
2006年までに、トランスアトラ風力発電所は風力発電量が400メガワットに制限された。これは、送電線の設置が風力タービンの建設に追いついていなかったためである。[ 61 ]
カナダの風力タービンのうち、2010年以前に稼働を開始したのはわずか40%でした。連邦天然資源省の上級風力エンジニアによると、風力タービンは時間とともに大型化、高層化し、発電能力と技術も向上しました。[ 62 ] 2010年までに風力発電の発電能力は657MWに達し 、水力発電の発電能力は900MWに達しました 。[ 63 ]
2020年までに、アルバータ州には900基の風力タービンが設置された。これより多いのは2つの州のみで、オンタリオ州には2,663基のタービンがあり、これはカナダ全体の約40%を占め、ケベック州には1,991基があった。[ 62 ]
2020年10月20日、アルバータ州における地熱資源開発への投資を促進するため、「新興産業」に対する明確な政策と規制を作成する目的で、地熱資源開発法案36号が提出されました。 [ 64 ]アルバータ州には、 388,500MWを超える未開発の地熱発電設備があります。比較のために 、2020年のアルバータ州の総設備容量は16,515.13MWでした。 [ 64 ] [ 65 ]
テラピン・ジオサーミックス社がグリーンビュー第16地方自治体地区に建設する9,000万カナダドルのグリーンビュー地熱発電所（アルバータ第1号）は、2023年までに稼働開始予定で、カナダ天然資源省（NRCan）から2,545万カナダドルの資金援助を受けた。[ 66 ]この施設は、アルバータ州で初めて地熱エネルギーを生産する施設となる。[ 66 ]
ペンシルベニア州に拠点を置くエア・プロダクツ社は、エドモントン近郊に13億カナダドルを投じて「ネットゼロ水素エネルギー複合施設」を建設中である[ 67 ]。 2024年に完成予定のこの施設は、天然ガスを使用してクリーン燃焼の水素燃料を生産する[ 68 ]。エア・プロダクツ社はすでに同州に3つの水素施設を所有している[ 68 ] 。水素は発電に使用される予定である[ 68 ] 。
アルバータ州政府がエネルギー資源保全委員会（ERCB）に対する管轄権に関して制定した主要な法律の1つは、1960年のガス公益事業法である。[ 15 ]
1961年に、硫化水素と二酸化硫黄の排出量を制限する新たな州の大気質基準が導入された。[ 15 ]
1992年6月にリオデジャネイロで開催された国連環境開発会議を受けて、カナダとその他160カ国以上が、地球規模の気候変動に影響を与える温室効果ガスの排出量を制限することで持続可能な開発に向けて取り組むことに合意した。[ 15 ]
1994年、アルバータ州環境保護局は、森林局と土地野生生物局の2つの局が合併して設立されました。[ 15 ]エネルギー局は、新たに設立された5つの部門に分割されました。[ 15 ]
1995年、アルバータ州エネルギー・公益事業委員会（AEUB）は、エネルギーと公益事業の規制の効率を高め、プロセスを合理化するために、公益事業委員会とエネルギー資源保全委員会（ERCB）の合併により設立されました。[ 15 ] ERCBは以前は石油天然ガス保全委員会でした。[ 15 ] ERCBは2013年にアルバータ州エネルギー規制機関になりました。 [ 15 ]
2008年時点で、アルバータ州の電力部門はカナダの全州・準州の中で最も二酸化炭素排出量が多く、総排出量は5590万トンのCO2であった。2008年には2に相当する排出量となり、電力および熱生成部門におけるカナダの全排出量の47%を占めた。 [ 45 ]
2013年までに、シェールガスはガス供給の重要な部分を占めるようになった。2012年のカナダ天然資源省の調査では、温室効果ガス排出量の観点から見たシェールガスの環境影響は石炭のそれよりも大幅に少ないと結論付けられた。[ 69 ]これは米国での調査結果を裏付けるものであった。[ 70 ] [ 71 ] [ 72 ]
2020年12月にIEAが発表した石炭に関する年次市場レポートの第10版によると、温室効果ガス排出量を削減するために、石炭などの炭素集約型燃料からクリーンエネルギーへの移行が世界的に加速した。[ 73 ] IEAのレポートによると、石炭の需要は2013年に世界的にピークに達した。世界的な需要減少に寄与した要因には、米国のシェール革命の一環としてのガス生産の増加、風力および太陽光発電の生産の加速的な増加、気候変動に関連する公共政策の制定の増加などがある。[ 73 ] 2017年と2018年には石炭の需要が一時的に回復した。世界の発電量に占める石炭の割合は2009年の40%から2019年には36.5%に減少しただけであったが、石炭火力発電所のほとんどはインドと中国にあった。[ 73 ]
アルバータ州の電力市場は、6つの基本的な構成要素と特徴から成り立っています。
17社が送電網に電力を供給している。そのうち5社、すなわちATCO Power、Enmax、Capital Power Corporation、TransAlta、およびTransCanada Corp.は、州の発電容量の約80%を供給している。
アルバータ州の発電部門は、TransAlta (旧Calgary Power)、ENMAX、およびエドモントンの市営企業EPCORからスピンオフしたCapital Power Corporationによって支配されている。アルバータ州の公益事業会社には、風力発電会社のBullfrog Power、TransAlta Corporation、Alberta Power limited、AltaLink、ATCO Power、およびFortisAlbertaも含まれる。1998年から2009年の間に5,700メガワットの新規発電が追加され、古い発電所から1,470メガワットが廃止されたが[ 63 ] 、 2007年には依然として石炭が公益事業による発電電力の73.8%を占め、次いで天然ガスが20.6%を占めた[ 74 ] 。
カルガリーに拠点を置く公益事業会社TransAltaは、2020年と比較して2021年9月30日から12月31日までの3か月間で4億500万ドルの増加を報告した。[ 9 ]
アルバータ州の送電網は、 TransAlta、AltaLink、ATCO Electricといった企業が一部を所有しており、発電事業者が発電した電力を卸売電力購入者や小売業者に送電している。ブリティッシュコロンビア州、サスカチュワン州、モンタナ州との接続により、競争力のある電力の輸出入が可能となっている。
卸売電力購入者は約160社あり、その多くはENMAX、EPCOR、Fortis Alberta、Direct Energyなどの他のエンドユーザーへの再販業者でもある。
1998年から2008年にかけて、4,700メガワット（MW）を超える新たな発電設備が州の電力供給に追加された。[ 75 ]
1998年から2009年の間に5,700メガワットの新規発電設備が追加され、古い発電所から1,470メガワットが廃止されたにもかかわらず[ 63 ] 、 2007年には石炭が電力会社による発電量の73.8%を占め、次いで天然ガスが20.6%を占めた[ 74 ] 。
2017年、アルバータ州はカナダで一人当たりの電力消費量が4番目に多く、「全国平均より28%多い」消費量で、一人当たりの年間電力消費量は18.7メガワット時（MW.h）でした。[ 76 ]電力需要は2005年から2017年の間に22%増加しました。[ 76 ]
COVID-19パンデミックの間、電力の年間需要は2020年に減少し、州の経済が回復するにつれて2021年には約3%増加した。[ 9 ]
住宅部門には、家庭用暖房・冷房システム、家電製品、給湯器、照明器具などが含まれる。
一般消費者は、Just Energyのような第三者販売業者から競争力のある価格で電気を購入するか、 ENMAXやEPCORのような地元の電力会社を通じて規制価格で電気を購入するかを選択できます。
Statistaによると、2021年にアルバータ州のエンドユーザーの電気料金は、他のカナダの州や準州と比較して、1kWhあたり16.6セントで、平均の17.9セントを下回った。最も高かったのはノースウエスト準州とヌナブト準州で、それぞれ38.2セントと37.6セントだった。最も低かったのはケベック州で7.3セントだった。マニトバ州は9.9セント、ブリティッシュコロンビア州は12.6セント、ニューブランズウィック州は12.7セント、オンタリオ州は13セント、ニューファンドランド・ラブラドール州は13.8セントで、いずれもアルバータ州より低かった。[ 77 ] Statistaは、ケベック州の電気料金が安いのは、州全体に水力発電ダムが多数あるためだと述べている。[ 77 ] ノースウエスト準州とヌナブト準州は、遠隔地にあるため、発電にディーゼル燃料に頼ることが多く、最も高い料金を支払っている。[ 77 ]
2013年の調査では、カナダと米国の主要都市の電気料金の単価を比較しました。カルガリーの単価は1kWhあたり14.81セントでしたが、モントリオールは1kWhあたり6.87セント、ハリファックスは15.45セントでした。[ 78 ] 2013年4月、カルガリーはカナダで電気料金が高い都市として3位（月平均216ドル[ 79 ] 、月間消費量1,000kWhに基づく ）、エドモントンは4位（月202ドル）にランクインしました。ハリファックスはカナダで1位で最悪で、月225ドル[ 79 ]でした。北米の他の都市と比較すると、カルガリーとエドモントンは電力料金が最も高い都市として7位と8位でした。[ 80 ]バンクーバー（BC州）は最も安い都市の1つでした（月130ドル）。[ 79 ]アルバータ州では、エネルギー支出（ガソリン代を除く）は家計支出総額の2.3%を占めている。[ 81 ] [ c ]
1996年に始まった再編と規制緩和の後、消費者の電気料金は発電コストに比べて不均衡に上昇した。[ 26 ] 2000年の発電コストは約3.5セント/キロワット時であった。消費者の平均価格は1kWhあたり13セントを超えていた。プロボスト氏は、消費者が電気料金を多く支払うようになったため、発電事業者の収益は年間約20億カナダドル増加したと述べた。[ 26 ]
2001年に消費者から価格高騰に関する苦情が寄せられたことを受け、政府は消費者を価格変動から守る手段として規制料金オプション（RRO）を導入した。[ 82 ]
アルバータ州の電気料金は2015年に1kWhあたり4セント未満にまで下がった。[ 5 ]
同州の電気料金は2017年に過去最低を記録し、1kWhあたり2.88セントまで下落した。[ 5 ]
NDPによって導入された規制電気料金上限の下では、規制料金オプション（RRO）を選択した消費者は、1kWhあたり最大6.8セントを支払った。[ 5 ]
2018年以降、アルバータ州の電気料金は着実に上昇している。[ 5 ]
ジェイソン・ケニー首相は、 2019年秋の州予算で、電気料金を規制していたアルバータ州の電気料金上限を撤廃した。[ 5 ]
2022年1月、エドモントンとカルガリーの電気料金は1kWhあたり16セントを超える過去最高値を記録した。送電・配電料金は電気料金に上乗せされた。[ 5 ]
商業部門には、商業ビルやオフィスにおける暖房・冷房システム、照明設備などが含まれます。
商業部門は 2017年に17.2 TW.hの電力を消費し、住宅部門は10.3 TW.hを消費した。 [ 76 ]
産業部門には、オイルサンド採掘、石炭採掘などの鉱業活動、製造業、建設業、林業が含まれます。産業用電力消費量は、オンタリオ州の電力消費量の約28%を占めています。この消費量は今後も安定的に推移すると予測されています。
アルバータ州は、モンタナ州および近隣の州であるブリティッシュコロンビア州とサスカチュワン州との間で、市場状況に応じて輸出入を行っている。ブリティッシュコロンビア州とサスカチュワン州は、アルバータ州と「相互接続協定」と呼ばれる協定を結んでおり、その協定を通じて利用可能な送電容量（ATC）が規定されている。[ 37 ]： 7
市場設計の大きな違いや発電設備の構成の大きな違いにもかかわらず、アルバータ州とブリティッシュコロンビア州の電力システムは、独特の共生関係を築いています。ブリティッシュコロンビア州は、アルバータ州のオフピーク時の余剰電力の市場となり、ピーク時の電力需要のピーク時には供給源となることができます。アルバータ州の投資環境は、1996年以降、民間投資家が出資する発電プロジェクトを継続的に誘致してきました。これが、アルバータ州の電力システムが、急速な経済成長期においても、信頼性が高く持続可能な電力供給を実現してきた理由の一つです。
アルバータ州と隣接するブリティッシュコロンビア州は、互いの電力の買い手であり売り手でもある。歴史的に、アルバータ州の商業団体は、電力需要のピーク時にエネルギーを輸入している。同様に、アルバータ州からの輸出は、需要が減少するオフピーク時（週末、夜間、祝日など）や、オフピーク時に風力エネルギーが豊富にある場合に頻繁に行われる。このエネルギー取引は、両州に利益をもたらす。[ 83 ]
両州間の電力取引は、地理的な要因も一因となっている。アルバータ州は歴史的に石炭と天然ガスを資源としてきた一方、ブリティッシュコロンビア州の発電は主に水力発電に依存している。
一時的な需要の急増、供給不足、あるいはその両方の理由により、アルバータ州の企業はアルバータ電力系統運用機関（AESO）を通じて西隣のブリティッシュコロンビア州から電力を購入している。一方、アルバータ州の企業はオフピーク時には電力を輸出することもある。その際、ブリティッシュコロンビア州は水力発電量を削減するためにその電力を使用するか、あるいは太平洋岸北西部の卸売電力市場に送電する。
アルバータ州の企業は、電力消費がピークとなる時間帯、異常に寒い日や暑い日、あるいは通常よりも多くの発電機がメンテナンスのために停止している時間帯に、ブリティッシュコロンビア州から電力を購入します。従来、ブリティッシュコロンビア州は電力需要の少ない時間帯にアルバータ州から電力を購入していました。近年では、アルバータ州の電力需要が低い時間帯に風力発電が豊富な場合に、アルバータ州からの購入が行われる傾向があります。この電力取引は、両州が発電・蓄電能力を活用し、資産をより効率的に利用できるというメリットがあります。また、両州の電力価格に競争圧力をかける効果もあります。
アルバータ州からの電力輸入は、ブリティッシュコロンビア州への全輸入量のわずか3％に過ぎません。実際、ブリティッシュコロンビア州はアルバータ州からの輸入量の6倍もの電力を輸出しており、これはアルバータ州における温室効果ガス排出量の大幅な削減に貢献しています。
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