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オンタリオ州の電力政策とは、カナダのオンタリオ州政府が電力の生産、配電、消費に関する問題に対処するために策定した計画、法律、奨励策、ガイドライン、政策プロセスを指します。電力セクターにおける政策立案には、経済的、社会的、環境的な考慮事項が含まれます。オンタリオ州の電力供給見通しは、需要の増加、電力供給インフラの老朽化、そして特に石炭火力発電の段階的廃止といった政治的な公約により、近い将来悪化すると予測されています。政策立案者は、システム全体の設計と構造、そして具体的な発電技術の両面において、この状況に対処するための幅広い政策選択肢に直面しています。
オンタリオ州は、西側諸国全体のエネルギー政策論争を特徴づける選択に直面している。それは、市場の役割と中央集権的な計画の役割、そしてアモリー・ロビンスが「ハード」エネルギー経路と「ソフトエネルギー経路」と呼んだもの、つまり、特に原子力発電と石炭火力発電といった大規模で中央集権的な発電への依存を続けるか、エネルギー効率や環境負荷の低い再生可能エネルギーを含む分散型技術へと移行するか、という選択である。
2021年12月現在、18,958MWの発電容量は、原子力30.5%、水力39.5%、バイオマス1%、太陽光0.25%、ガス25.5%（残りは不明）に分かれている。石炭の使用は2014年に段階的に廃止された（北米で最初の管轄区域）。[ 1 ]
1925年、1906年に設立されたオンタリオ州の公営電力会社であるオンタリオ水力発電委員会（HEC）（後のオンタリオ・ハイドロ）は、当時世界最大の水力発電所であるクイーンズトン・チッパワ発電所（現在のベック1）を建設しました。この初期の頃から1950年代の戦後経済ブームまで、オンタリオ・ハイドロは水力発電施設のネットワークを拡大することで、増大する電力需要を満たすことができました。[ 2 ]オンタリオ州の電力システムの計画は、2つの理由から比較的簡単でした。1) 電力はほぼすべて水力発電から供給されていたこと、2) 電力システムがいくつかの小規模システムで構成されていたため、管理がかなり容易だったことです。
1950年代に入ると、このシステムに対する課題が浮上し始めた。利用可能な水力発電所が開発され、オンタリオ州の配電システムの容量が限られていたのである。これらの問題に対処するため、HECは主要な電力需要源の近くに新たな石炭火力発電所の建設を開始し、オンタリオ州全域に原子力発電所を建設する計画に着手した。1970年代初頭から1990年代初頭にかけて、ピッカリング（8基）、ブルース（8基）、ダーリントン（4基）の各原子力発電所で、合計20基のCANDU型原子炉が稼働を開始した。
電力公社法により、オンタリオ・ハイドロ（旧HEPCO、1974年に改名）は「原価で電力を供給する」ことが義務付けられました。この理念は、オンタリオ州の電力供給の文化と慣習の一部となりました。この公益事業体は税金を納めておらず、利益を上げることも目的としていませんでした。[ 3 ]
原子力発電のコストに対する懸念の高まりと、インフレや景気後退による電力需要の減少が重なる中、ポーター委員会（1975～1979年）は電力供給の問題について詳細な検討を行った。ポーター委員会の結論は単純明快だった。オンタリオ州の電力計画は、供給計画ではなく需要管理に焦点を当てるべきである。[ 4 ]
しかし、オンタリオ・ハイドロが最初の需要/供給計画（DSP）レポート「電力バランスの提供」を発表したのは1989年になってからだった。この計画では、1990年代半ばに供給/需要ギャップが生じ、2005年までに9,700MW、2014年までに21,300MWに達すると予測されていた。このギャップに対処するため、オンタリオ・ハイドロは原子力発電所と石炭火力発電所をいくつか追加で建設することを提案した。[ 5 ] 1992年、オンタリオ・ハイドロは改訂版の供給/需要計画レポートを発行した。[ 6 ]公的機関であるオンタリオ・ハイドロのすべてのプロジェクト（DSPを含む）は、州の環境アセスメント法の対象となった。しかし1993年までに、州の独立した準司法機関である環境評価委員会からの批判の高まり、景気後退と経済構造改革による産業用電力需要の大幅な減少、そしてダーリントン原子力発電所の稼働開始による電力の過剰供給といった状況に直面し、オンタリオ・ハイドロ社はDSP計画を撤回し、追加の発電施設は建設されなかった。
1990年代、ダーリントン原子力発電所の建設に伴うオンタリオ・ハイドロの巨額の負債が大きな政治問題となった。オンタリオ・ハイドロは財政的にも運営的にも機能不全に陥っていた。この状況により、オンタリオ・ハイドロは人員と送電設備への投資を大幅に削減せざるを得なくなった。オンタリオ・ハイドロはまた、「ハイドロ21」と呼ばれる文書を公表した。[ 7 ]この報告書は、オンタリオ州の電力システムはより市場志向の方向に再構築されるべきだと提言している。
1995年のマイク・ハリス政権の誕生により、再編に向けた政治的な機運が高まった。同年、ハリス首相はマクドナルド委員会を設置した。同委員会は、オンタリオ・ハイドロによる発電能力管理の独占を撤廃し、電力市場を競争に開放することを勧告した。マクドナルド委員会の勧告を受けて、オンタリオ州政府は1997年に「変革の方向性：オンタリオ州における競争力のある電力と雇用の実現に向けた道筋」を発表し、電力供給市場の開放に向けた政府の計画を詳細に説明した。
競争市場が実際に開設されたのは2002年5月でした。小売市場への参加は任意で、顧客は契約を結ぶか、5分間のスポット市場で料金が設定されるかを選択できました。小売消費者は固定料金契約を結ぶこともできました。契約オプションを選択しなかった顧客の場合、電気料金は平滑化されたスポット市場価格を通して請求されました。5月に市場が開設されたとき、卸売価格は平均3.01セント/kWhでした。しかし、特に暑い夏、国内発電能力の低下、限られた輸入能力への依存度の高まりなど、いくつかの理由から、価格は急激に上昇し始めました。7月には、平均卸売価格は6.2セント/kWhでした。[ 8 ]消費者の圧力が強まる中、政府は2002年12月に電力料金、節約、供給（EPCS）法を採択した。[ 9 ]この法律により小売価格は1kWhあたり4.3セントに制限され、オンタリオ・パワー・ジェネレーション（オンタリオ・ハイドロの発電部門の後継）は、市場開放に遡及し、2006年5月1日まで、その価格を超えるすべての電気料金の100%を顧客に払い戻した。送電および配電料金も既存の水準で凍結され、2006年5月1日まで変更されないことになった。その結果、発電能力への新規投資は完全に停止し、送電および配電への新規投資は大幅に削減された。
1996 年、オンタリオ州の原子力発電所の状況に関して重大な問題が生じた。これらの発電所のうち最も古いものは 1970 年代に建設されたもので老朽化が進み、1990 年代初頭には信頼性が著しく低下し始めた。この状況は連邦原子力規制機関であるカナダ原子力管理委員会 (AECB) (現在のカナダ原子力安全委員会) の注目を集め、オンタリオ・ハイドロもこれを認めた。1996 年、AECB はピッカリング A の状況が特に危機的であると判断し、同発電所に 6 か月の運転許可を発行した。翌年、業界専門家による審査委員会は、オンタリオ州の原子力発電所の運転は「基準以下」で「最低限許容できる」と結論付けた。オンタリオ州政府は、オンタリオ・ハイドロが提案した原子力資産最適化計画を承認することで対応した。この計画には 3 つの主要な目的があった。1) 同社の稼働中の 19 基の原子炉のうち最も古い 7 基を閉鎖して改修すること。2) 職員の再配置。 3) 計画の実施に 50 億ドルから 80 億ドルの支出が必要。[ 10 ]原子炉の閉鎖によって失われた容量を補うため、オンタリオ ハイドロは 5 つの石炭火力発電所に頼った。その結果、1997 年から 2001 年の間に、これらの発電所からの温室効果ガス排出量、スモッグ、酸性雨の前駆物質が 2 倍になった。 [ 11 ]この事態は、オンタリオ州南部で大気汚染が公衆衛生上の懸念として高まっていた時期に発生した。 [ 12 ]石炭火力発電の増加による公衆衛生への影響への懸念を受けて、州の主要 3 政党はすべて、2003 年の選挙公約に石炭火力発電の段階的廃止計画を盛り込んだ。選挙の勝者であるダルトン マクギンティ率いるオンタリオ自由党は、2007 年までに段階的廃止することを約束した。[ 13 ]
2003 年 8 月に北米東部で発生した停電は、オンタリオ州の電力供給の将来に対する懸念を強めた。これを受けて、電力保全・供給タスクフォース (ECSTF) が結成され、2004 年 1 月に勧告を提出した。タスクフォースは、「1990 年代後半に採用された市場アプローチは、オンタリオ州が必要とする新たな発電と保全を、必要な期間内に実現するためには、大幅な強化が必要である」と結論付けた。[ 14 ]タスクフォースはまた、発電と保全のための長期計画が必要であると提言した。
ECSTFの勧告を受け、2003年10月に選出された新州政府は、オンタリオ州電力再編法を制定した。この法律により、オンタリオ電力公社（OPA）が設立された。OPAの4つの任務のうちの1つは、電力系統計画の問題に取り組むことであった。
オンタリオ州のグリーンエネルギー法（GEA）および関連する他の法律の改正は、2009年5月14日に国王裁可を受けました。 [ 15 ]この法律を完全に実施するために必要な規制やその他のツールは、GEAを実効化するための10段階の計画の一環として、2009年9月中に導入されました。GEAは、オンタリオ州を北米の再生可能エネルギーのリーダーにするという野心を持って、風力、太陽光、水力、バイオマス、バイオガスなどのクリーンで再生可能なエネルギー源の成長を加速させようとします。具体的には、再生可能エネルギー源から生成されたエネルギーに対して特定の料金を保証する固定価格買取制度を創設し、技術的、経済的、その他の規制要件を満たす再生可能エネルギープロジェクトに電力網への接続権を確立し、ワンストップの合理化された承認プロセスを確立し、規制要件を満たす再生可能エネルギープロジェクトにサービス保証を提供し、できれば21世紀の「スマート」電力網を導入して新しい再生可能エネルギープロジェクトの開発を支援し、オンタリオ州を電気自動車などの新しい技術に対応できるように準備します。
2019年1月1日、オンタリオ州はグリーンエネルギー法を廃止した。[ 16 ]
今後20年間で、オンタリオ州の既存の発電容量の約80%を交換する必要があると予想されています。[ 18 ] 2005年5月、エネルギー大臣のドワイト・ダンカンは、省エネルギー目標と新しい再生可能エネルギー源を考慮に入れ、2025年の予想需要を満たすために適切な電力供給源の組み合わせは何かについて、OPAに勧告を提供するよう求めました。[ 19 ]
オンタリオ州は、電力に関して3つの大きな課題に直面していた。1) 2007年までに発電能力源としての石炭火力発電を段階的に廃止すること、2) 2009年から2025年にかけて原子力発電所の寿命末期停止が迫っていること、3) 通常の気象パターンにおいて夏季のピーク需要が着実に増加すること。
2005年12月、オンタリオ州電力庁（OPA）は大臣の要請に応え、供給構成に関する助言報告書を発表した。同報告書の主な提言は、オンタリオ州における原子力発電の主要な役割を維持することであり、既存施設の改修や新規建設も含まれる一方、石炭火力発電は再生可能エネルギー源（主に風力）とガス火力発電に置き換えられるというものだった。この提案は、州全体のエネルギー効率の大幅な改善を盛り込んでおらず、原子力発電への依存度が高いままであることから、州内の環境保護団体や、OPAの報告書に関する協議に参加した一般市民から広く批判を浴びた。
2006年6月13日、オンタリオ州エネルギー大臣ドワイト・ダンカンは、同州の20年間の統合電力システム計画の策定に関する指示を出した。[ 20 ]大臣の指示には、省エネルギー（供給ミックスアドバイス報告書から大幅に増加）と再生可能エネルギーの最低目標、および既存の20基の原子炉の容量とほぼ同じ原子力発電の最大制限が含まれていた。それ以来、OPAは8つの討議資料とIPSPの暫定版を公表している。OPAはIPSPをオンタリオ州エネルギー委員会（OEB）に提出する予定である。OEBは、大臣の指示とIPSP規則に準拠しているかどうか、また、計画が賢明で費用対効果が高いかどうかに基づいて、計画を審査し、承認または却下する規制機関である。[ 21 ] OEBがこれらの評価基準に基づいてIPSPを承認しない場合、IPSPは修正のためにOPAに送り返される。オンタリオ州エネルギー委員会（OEB）がこの計画を承認すれば、オンタリオ州電力庁（OPA）がIPSP（統合電力供給計画）を実施する。
エネルギー省が指令を発出した同日（2006年6月13日）、オンタリオ州政府は、オンタリオ州環境評価法に基づく環境評価（EA）の対象からIPSPを除外する規則を可決した。[ 22 ]これに対し、環境団体は、IPSPのEAこそが「オンタリオ州民が政府の電力計画のリスクとコストを理解する最良の方法」だと主張し、反対している。[ 23 ]
1989年のDSPの場合のように計画の環境評価を行う代わりに、1998年の電気事業法に基づいて制定された規制により、OPAは統合電力システム計画（IPSP）の開発において「安全性、環境保護、環境の持続可能性が考慮されるようにする」よう指示された。[ 21 ] OPAの持続可能性へのアプローチは、IPSPディスカッションペーパー#6：持続可能性に概説されている。
OPAは、持続可能な開発を、世界環境開発委員会の1983年の報告書「我々の共通の未来」で合意された定義に従って定義している。「持続可能な開発とは、将来世代が自らのニーズを満たす能力を損なうことなく、現在のニーズを満たす開発である。」[ 24 ]
OPAは、IPSPにおける持続可能性の検討は、ロバート・B・ギブソンの『持続可能性評価：基準とプロセス』に基づいていると述べている。OPAは、実現可能性、信頼性、コスト、柔軟性、環境パフォーマンス、社会的受容性という6つの状況固有の基準を特定した。[ 25 ]
OPAのアプローチは、いくつかの理由で批判されている。持続可能性に関するOPAの討議資料は、オンタリオ州政府に供給ミックスの助言がなされた後、そしてオンタリオ州エネルギー大臣からOPAに供給ミックスの指示がなされた後に公表された。[ 20 ] [ 26 ]また、ギブソンの持続可能性評価フレームワークのいくつかの要素は、討議資料第6号：持続可能性では実施も議論もされなかった。[ 27 ]
IPSP規制では、OPAがIPSPにおいて環境の持続可能性を考慮することを義務付けている。IPSPの評価を担当するOEBは、「考慮する」とは「検討し評価する」という意味だと定義している。[ 28 ]したがって、OPAはIPSPに持続可能性を組み込むことではなく、IPSPの持続可能性を評価することのみに責任を負う。
州政府は公式には、自らが確立した制度を計画モデルと市場モデルの「ハイブリッド」と表現しているものの、中央集権的な計画制度と競争的な市場アプローチのどちらが優れているかについての議論は依然として続いている。
中央集権的または従来型の電力計画は、需要の増加に対応するために供給資源を拡大し、発電における規模の経済性を向上させることで、この拡大に伴う経済的コストを最小限に抑えるように設計されています。 [ 29 ]垂直統合された電力会社では、大規模な発電システムで多くのユーザーに電力を供給でき、電力コストのわずかな増加で追加のユーザーに対応できるため、規模の経済性が存在します。[ 30 ]
中央集権的な計画経済システムには、通常、競争を制限または代替し、利益に対する行政的な制約を設けることを目的とした規制枠組みが伴う。オンタリオ州では、電気料金は通常、オンタリオ・ハイドロ社が長期平均サービスコストの近似値に、設備投資コストを回収するための上乗せ額を加えた金額として設定されていたが、料金はオンタリオ州エネルギー委員会の正式な承認を受けることはなかった。
オンタリオ州新民主党の元党首であるハワード・ハンプトンは、電力コストを平均化することで、供給が費用対効果の高い方法で需要を満たすことが保証されると主張している。例えば、システム全体の信頼性を確保するためには、ピーク時発電所の発電容量のかなりの部分をほとんどの時間アイドル状態にしておく必要がある。しかし、ピーク時発電所の運転コストは、高価な化石燃料を非効率的に電気に変換するため、通常は高額になる。[ 31 ]
オンタリオ州の公営独占システムでは、ベースロード発電所とピーク時発電所の間でコストが平均化されていました。言い換えれば、信頼性の保険コストはすべての顧客によって公平に分散され、共有されていました。規制緩和されたシステムでは、各発電所が「財政的に自立しなければならない」ため、ピーク時発電所は市場が許容する限り料金を請求することになり、これは合理的に予想されることです。そのため、このような信頼性を確保するためのコストはかなり高くなります。[ 32 ]
ハンプトンのように、電力部門における伝統的な規制と中央計画の組み合わせを擁護する人々は、電力は消費者の幸福に不可欠な財であるという基本的な前提に基づいて議論を展開することが多い。ハンプトンによれば、供給と配送、発電とインフラの両面で信頼性を確保するためには、中央計画と規制が必要である。[ 33 ]市場体制下での計画は利益追求型であるのに対し、中央計画は民間投資家の利益だけでなく、オンタリオ州の最善の利益が考慮されることを保証できる。例えば、ステファン・ショットは、少なくとも理論的には、電力部門の国有化は、社会的に効率的で環境的に持続可能な電力生産のすべての基準を満たすことができると述べている。これには、電力生産の外部社会的コストを完全に内部化し、安定した供給を維持しながら需要の変動に応じて電力価格を設定することが含まれる。[ 34 ]
しかし、中央計画には限界がないわけではない。中央計画には政治的干渉のリスクという欠点がある。政府は、電力消費をより高価にする可能性のある政策や、国民に消費習慣の調整を求める政策の策定を避ける傾向がある。さらに、規模の経済を改善しようとする中央計画は、歴史的に「エネルギー使用の必要性や効率性をほとんど考慮せずに、急速な設備拡張と需要増加の促進というほぼ普遍的な戦略につながってきた」[ 35 ] 。これは、1950年代後半に安価な天然ガスの脅威に直面したオンタリオ・ハイドロにも当てはまる。オンタリオ・ハイドロは、消費者に電力使用を増やすよう促すことで市場シェアを守るという不運な決定を下した。オンタリオ・ハイドロは、需要に対応するために、より高価な新しい発電所と送配電インフラを建設せざるを得なかった。
1970年代初頭には消費者需要の伸びが鈍化している兆候が見られたにもかかわらず、ウェイン・スキーンは「オンタリオ・ハイドロの取締役会と経営陣はメガプロジェクトモードに固執し、需要は10年ごとに倍増し続けるという信念を持ち続けていた」と主張している。[ 36 ]したがって、事業規模の観点だけで言えば、オンタリオ州の中央計画は将来の需要を過大評価し、不必要な設備を建設することで、経済的に非効率であり、環境に不当なコストを課してきたと言える。
電力セクターの規制緩和と再編の支持者は、こうした制約を利用して自らの主張を強化し、こうした欠陥は規制された中央計画システムに典型的なものであると主張した。例えば、ロナルド・ダニエルズとマイケル・トレビルコックは、意思決定においては「電力産業の将来に関する、システム全体にわたる一回限りの集団的決定」を計画するのではなく、漸進主義と分散化を重視すべきだと主張している。さらに、競争市場には、投資家が持つ知識と専門知識に頼って、特定のプロジェクトのメリットとされるものについてより合理的な評価を行うことができるという利点もあると彼らは主張している。[ 37 ]
規制緩和によって、料金は中央規制機関によって決定される長期平均コストに基づくものではなく、短期限界コストに基づく価格設定へと移行する。発電所の限界コストは、稼働年数、技術、燃料変換効率などによって大きく変動する。規制システムも規制緩和システムも、瞬間的な需要を満たすために回避可能なコストを最小限に抑えるように運用されている。
需要が電力系統のディスパッチャーに伝えられると、この最小コスト運用原則により、ディスパッチャーはまず限界費用が最も低い発電所を稼働させる必要がある。[ 31 ]言い換えれば、自由化されたシステムにおける料金は、「5分ごとに清算される市場で最後のメガワットの需要をめぐって争う貪欲な競争者によって決定される」のである。[ 38 ]平均サービスコスト料金を廃止すると、電力料金を決定する市場の必要性が生じる。
再編という用語は一般的に、これらの市場の創設と垂直統合された公益事業の解体を指します。[ 39 ]再編による理論上の利点は数多くあります。競争と、発電事業者がサービス料金のコストから解放されることで、発電事業者はコスト削減の強力なインセンティブを得るはずであり、長期的には消費者価格が下がるでしょう。[ 39 ]言い換えれば、規制緩和は電力部門を「革新的で生産的な競争の力」にさらすと言われています。[ 40 ]
競争が激化すれば、発電施設は燃料源、労働力、保守に関する契約交渉において、より厳しい姿勢を取る必要が出てくるだろう。また、電力会社は競争力を維持するために、技術効率を高めるためのイノベーションに注力する必要もあるだろう。さらに、ティモシー・コンシダインとアンドリュー・クレイトは、競争によって電力配分の効率が向上すると主張している。[ 41 ]
ドン・デューイーズが説明するように、競争市場の投資家は、「予想される市場価格からすべての資本コストと運営コストを回収できる」と見込んでいる場合に新しい生産能力を構築します。市場価格が投資コストをカバーしない場合、その投資は社会的に過剰です。[ 42 ]理論的には、規制緩和のこの特定の側面は、中央計画体制の体系的な過剰拡張傾向を是正するはずです。
しかし、競争市場には限界がないわけではない。基本的な経済理論によれば、競争が存在するためには、多数の市場参加者が必要である。しかし、米国と英国における規制緩和の経験は、競争市場が市場支配力の集中と市場操作につながる可能性があることを示している。これらの地域では、市場シェアが大きすぎる既存企業や新規参入企業の戦略的行動によって市場が脅かされている。[ 43 ]カリフォルニア州のエンロンの事例はその典型的な例である。競争市場が機能するためには、企業は個別に供給を調整したり停止したりすることで価格に大きな影響を与えることはできない。
さらに、競争市場が消費者価格を下げるという約束は、大部分においてまだ実現していない。例えば、米国のデータによると、ペンシルベニア州とコネチカット州では再編後、住宅価格がかなり安定している一方で、他のほとんどの州では2000年以降に価格が上昇している。[ 44 ]これは、保全と需要側管理（C&DM）の目標の観点からは朗報かもしれないが、競争市場は消費者の間で不人気となり、政治的に厄介なものとなっている。例えば、オンタリオ州が規制緩和を試みている間に消費者価格が上昇したため、アーニー・イーブス首相は、高まる政治的圧力の下、2002年11月に小売価格を凍結することで市場に介入した。
これは、電気は消費されるまさにその瞬間に生産・配電されなければならず、現代の工業国家の機能に不可欠であるという点で、他のすべての製品と異なるためです。したがって、電気の市場は、貯蔵できる製品、購入を延期できる製品、または不可欠ではない製品の市場と同じようには反応しません。Naing Win OoとV. Miranda [ 45 ]は、インテリジェントエージェントシミュレーションを使用して、垂直統合された電力市場から競争的な電力市場への移行において、小売消費者は著しく不利になり、供給者はこれを利用して価格と利益の両方を着実に増加させたことを示しました。これは、多数の供給者がいて、供給者間の積極的な共謀がない場合でも発生しました。しかし、実際には、規制緩和された実際の市場では、供給者による共謀と搾取行為が見つかっています。カリフォルニア州の電力危機の最中にカリフォルニア電力公社の会長に任命されたS・デイビッド・フリーマンは、2002年5月15日に上院商務科学運輸委員会の消費者問題・外国貿易・観光小委員会で、危機を引き起こしたエンロンの役割について証言した。 [ 46 ]
この経験から学ぶべき根本的な教訓が一つあります。それは、電気は他のあらゆるものとは全く異なるということです。電気は貯蔵できず、目に見えず、そしてなくてはならないものです。そのため、規制緩和された市場を悪用する機会は無限に広がります。電気は公共財であり、私的な濫用から守られなければなりません。もしマーフィーの法則が電気の市場原理に適用されるとしたら、「悪用可能なシステムは必ず悪用され、しかも最悪のタイミングで悪用される」と述べるでしょう。そして、電気の市場原理は本質的に悪用されやすいのです。二度と、私的な利益のために人為的な、あるいは実際の供給不足を作り出し、それを支配することを許してはなりません。
民間の利益を目的とした市場操作は、政府による市場への介入を生み出す。この介入は、確かに電力消費者に支持されているものの、潜在的な投資家の心に疑念を生じさせ、彼らは政府の再編への取り組みに疑問を抱き始める。民間投資家にとって魅力のない環境は、競争市場体制における全体的な供給を脅かし、新たな発電能力の計画と建設はますますリスクが高まる。[ 8 ]だからこそ、デューイーズのような再編支持者の中には、「競争市場に対する最大の脅威は、電力不足や熱波ではなく、政府の介入かもしれない 」と認める者もいるのだ。 [ 47 ]
電力使用は主に3つの分野に分けられます。[ 48 ]
電力需要は、ベースロード需要とピーク需要に分けられます。ベースロードとは、一定または変動しない電力需要のことです。オンタリオ州では、ベースロードは約13,000MWで、原子力発電と水力発電によって賄われています。これらの供給源は一般的に運転コストが低く抑えられます。原子力発電所は出力を迅速に変更する能力に限界があります。水力発電所は出力を迅速に変更できるため、通常は瞬時の需要に合わせて送電網の供給を調整するために使用されます。
ピーク需要とは、ベースロードレベルを超える、変動する電力需要を指します。このベースロードにピーク需要を加えると、オンタリオ州の最大電力需要は27,000MWに達します。このピーク需要は通常、石油・天然ガス火力発電所、石炭火力発電所、および一部の水力発電所によって賄われます。これらの発電所は需要の変化に迅速に対応できますが、運転コストが高くなります。
オンタリオ州の平均需要は現在17,500MWです。[ 49 ]
電力需要は季節変動に大きく影響されます。近年、夏のピーク需要が冬のピーク負荷を上回る傾向が見られます。[ 50 ]これは主に夏の気温上昇によるものです。オンタリオ州で記録された最高負荷は2006年8月1日に発生し、電力需要のピークは27,005MWに達しました。冬のピーク需要の最高値は2007年2月13日に発生し、ピーク需要は25,868MWでした。
需要のピークは時間帯によっても異なります。一日のピーク時間帯とは、需要が最も高くなる時間帯のことです。冬期は一般的に 午前10時30分頃と 午後6時頃の2回ピークを迎えます。夏期は気温が最も高くなる午後遅くに需要がピークに達します。
オンタリオ州の現在の年間電力需要は 151 TWh です。[ 51 ]つまり、平均してオンタリオ州民は 1 人当たり年間 12,750 kWh を消費しています。2003 年の情報に基づくと、この数値はカナダの平均より約 25% 低く、米国の消費率とほぼ同等で、ヨーロッパの消費レベルの約 2 倍です (国別の電力消費量を参照)。このような需要を満たすために、オンタリオ州は 31,000 MW の設備容量を頼りにしており、その内訳は次のとおりです。原子力 37%、再生可能エネルギー (水力発電を含む) 26%、天然ガス 16%、石炭 21%。
オンタリオ州では過去数十年にわたり総電力需要が増加している。特に1993年から2004年の期間には、約0.5%の割合で増加した。[ 52 ]
オンタリオ州民のエネルギー消費量には、いくつかの要因が影響します。それらには以下が含まれます。
上記のすべての変数は、将来の電力需要予測に影響を与えます。これらの要因に内在する不確実性が蓄積され、将来どれだけの電力が消費されるかを正確に予測することが困難になります。
OPAは2005年の供給ミックスアドバイスレポートで、電力需要は2006年から2025年の間に年間0.9%の割合で増加し、2025年までに年間約170TWhに達すると推定した。このOPAの推定値は、1990年から2003年までの実際の電力需要増加率である年間0.5%のほぼ2倍である。実際、オンタリオ州の電力需要の増加率は1950年以降減少している。[ 52 ]これは、この期間のオンタリオ経済の構造変化、特に重工業の衰退とサービスおよび知識部門の成長の増加の結果である。
OPAの予測は物議を醸している。Pollution Probe、Pembina Institute、Ontario Clean Air Allianceなどの組織は、OPAの供給構成は根本的に供給重視であり、将来の電力需要を過大評価していると主張している。彼らは、需要予測を低く見積もった複数の報告書に基づいて主張している。[ 59 ]
デマンドサイドマネジメント（DSM）とは、製品需要に影響を与えるための様々な政策や対策を実施することです。電力に関しては、より効率的な技術の利用や無駄な習慣の改善によって電力需要を削減することを目的としているため、しばしば省エネルギー・需要管理（C&DMまたはCDM）と呼ばれます。C&DMは、デマンドレスポンス（DR）プログラムを通じてピーク需要の削減にも取り組みます。デマンドレスポンスは総電力需要を削減するのではなく、ピーク時間帯から需要をシフトさせるものです。
経済的に合理的で技術的に実現可能な省エネルギーは、供給と需要のギャップを埋める最も安価でクリーンな方法だと考える人もいる。[ 60 ]例えば、負荷削減は、オンタリオ州の石炭火力発電所を閉鎖し、米国からの石炭火力発電の輸入を回避するという目標を達成する上で不可欠であり、これは重要な健康および環境上の利点をもたらす。さらに、積極的なC&DMメカニズムの実施は、消費者の料金を削減すると同時に、州のエネルギー生産性を向上させる。オンタリオ州の経済は現在、電力使用量あたりのGDPで測定すると、比較的低い電力生産性レベルを反映している。ニューヨーク州の電力生産性率は、オンタリオ州の2.3倍である。[ 61 ] C&DMプログラムは、新しい発電所の設置に伴う膨大なリードタイムと財政的リスクに比べて、限られた時間と予算内で実施できるという利点もある。
エネルギー効率モデルは、エネルギー効率の潜在能力を推定し、効果的な省エネルギー政策を決定し、優先順位付けするために使用できる。
OPAは将来の需要予測に基づき、2025年までに達成すべきピーク需要削減目標として1,820MWを推奨した。[ 62 ]この目標が低すぎると考える利害関係者グループとの協議の後、オンタリオ州のC&DM目標は最終的に、2025年までに6,300MWの省エネルギーという新たな目標を反映するように調整された（2007年までに1,350MW、2010年までにさらに1,350MW、2025年までにさらに3,600MW）。[ 20 ]この目標は、オンタリオ電力公社（OPA）の統合電力システム計画（IPSP）の作成に関する指示を提供するエネルギー省の供給ミックス指令によって設定された。この目標は、「経済的に賢明」かつ「費用対効果の高い」省エネルギーと再生可能エネルギーに基づき、原子力と比較して両方の選択肢の優先順位を低く設定することによって設定された。
オンタリオ州の複数のエネルギーコンサルタント会社と独立機関によるモデルと推定に基づくと、オンタリオ州には、エネルギー効率に関するオンタリオ州の目標のほぼ2倍の節約の可能性がある。[ 13 ] [ 63 ]オンタリオ州の潜在的な節約と現在の目標との間のギャップは、次の結果である可能性がある。a) オンタリオ州政府とOPA間の調整が不十分であること。b) インセンティブとエネルギー効率対策に関する公共情報が不足していること。c) エネルギー効率に関する長期的な計画と資金が不十分であること。e) 適切な制度、実施、および市場の変革が不足していること。[ 64 ]オンタリオ州でエネルギー節約の最大の可能性があるのは、照明、暖房、空調、製造機械、および商業機器であると特定されている。OPAが委託した評価によると、[ 65 ]この可能性は、3つの電力部門すべてに当てはまる。[ 66 ]
オンタリオ州保全局は、2005年にオンタリオ州政府によってOPA（オンタリオ電力庁）の一部門として設立された政府機関です。その使命は、新たな発電・送電インフラへの投資の必要性を先送りするC&DM（保全・開発・管理）プログラムを推進することです。保全局が管理するプログラムには、以下のようなものがあります。
オンタリオ州エネルギー省（ MOE ）は、オンタリオ州の電力システムが最高の信頼性と生産性で機能することを保証する責任を負っています。これには、家電製品や窓のエネルギースター基準を含むエネルギー効率基準の設定が含まれます。同省は最近、2011年までにT12（管状1.5インチ蛍光灯）業務用ランプを撤去するプログラムを開始しました。
オンタリオ州地方自治・住宅省は、民間住宅開発業者に対し、新築住宅のエネルギー効率基準を引き上げるよう奨励し始めた。その他のプログラムには以下が含まれる。
エネルギー効率局（OEE）は、1998年4月にカナダ天然資源省の一部として設立され、エネルギー効率に関する主要な連邦政府機関です。OEEの責務には、主要なエネルギー部門（産業、住宅、商業、建築）におけるエネルギー効率の促進、一般市民へのエネルギー効率情報の提供、エネルギー効率の動向に関するデータの収集と公表などが含まれます。
2005年以来、オンタリオ州エネルギー委員会（OEB）は、地域配電会社（LDC）がC&DMプログラムを推進するためのインセンティブとなる2つの仕組みを導入しました。1つは、電力会社が節電とエネルギー効率化による販売削減を推進しなかった場合に得られたであろうすべての収益を回収する「収益損失調整メカニズム（LRAM）」、もう1つは、消費者と電力会社がC&DMプログラムの実施に伴う利益を共有する「共有節約メカニズム（SSM）」です。
2009年以来、オンタリオ州環境委員（ECO）は、「オンタリオ州における電力、天然ガス、プロパン、石油、輸送燃料の使用を削減またはより効率的に使用するための活動の進捗状況」について報告する法的責任を負っている。[ 68 ] ECOは、エネルギー保全に関する2部構成の年次報告書を作成しており、第1部はオンタリオ州のエネルギー保全に影響を与えるより広範な政策枠組みについて、第2部は進行中の取り組みの結果についてである。[ 69 ]
電力供給は、分散型と集中型に分類できます。従来の集中型発電では、少数の発電設備が長距離にわたる高圧送電線で接続されていますが、分散型発電設備は負荷の近く、つまり専門用語で言えばメーターの顧客側に設置されています。ただし、必ずしも地域的な使用に限定されるわけではありません。[ 70 ]この方式では、分散型エネルギー源は中央発電所よりも数が多く、十分に小さいため、電力システムのほぼあらゆる地点で相互接続が可能です。[ 71 ]
分散型発電（小規模風力発電を指す場合は「分散型」または「埋め込み型」発電とも呼ばれる）は、一般的に10MW未満の容量を持つ再生可能電力源のみを指します。分散型発電に関連する技術には、コージェネレーション（熱電併給（CHP）発電とも呼ばれる）のほか、オンサイト電源や緊急時のバックアップ電源として使用されるマイクロタービン、燃料電池、ガス発電機などがあります。
再生可能エネルギーも、その用途によっては分散型技術とみなすことができます。一般的に、地域風力発電所、太陽光発電設備、地熱発電所、バイオマス発電施設などは、発電容量が十分に限定されているため、分散型エネルギー源として分類されます。一方、50～100MW以上の発電容量を持ち、高圧送電網に電力を供給する大規模水力発電所や洋上風力発電所は、分散型発電とはみなされません。
石炭火力発電は現在、他のエネルギー源に比べて安価である。2005年、オンタリオ州における石炭火力発電の平均価格は1MWhあたり46カナダドルであったのに対し、水力発電は89カナダドル、石油・天然ガス発電は107カナダドルであった。[ 72 ]しかし、石炭はオンタリオ州に毎年30億ドルの追加医療費をもたらしていると考えられており、これを考慮すると、風力発電の2倍のコストがかかることになる。[ 73 ]
オンタリオ州の石炭火力発電所は、毎年大量の温室効果ガスとスモッグの原因となる汚染物質を排出している。オンタリオ州クリーンエアアライアンスはおそらく、この点で石炭火力発電を最も強く批判している団体である。カナダ政府の国家汚染物質排出目録と温室効果ガス排出報告プログラムで報告された2005年の最新の数値によると、ナンティコーク発電所はカナダで最大の温室効果ガス（CO2）排出源（17,629,437トン）であり、 5番目に多い大気汚染物質排出源（107,689,470kg ）である。[ 74 ]それにもかかわらず、1980年代と1990年代に実施された酸性雨対策のおかげで、石炭の排出量は減少している。 2003年、オンタリオ州の石炭火力発電所は、NO x排出量の14% (37,000トン) 、SO 2排出量の28% (154,000トン) 、 Hg (水銀) 排出量の20% (495 kg) をそれぞれ排出しました。[ 75 ]
2005年4月に州政府が発表した費用便益分析によると、オンタリオ州のすべての石炭火力発電所からの排出物は、年間最大668人の早死、928人の入院、1,100人の救急外来受診、333,600人の軽度の病気（頭痛、咳、呼吸器症状）の原因となっていることが判明した。[ 76 ]
SO 2 を除去するための排煙脱硫 (FGD) 「スクラバー」やNO Xを除去するための選択的触媒還元(SCR) などの新しい「クリーン コール」技術は、有害物質の放出を削減するために使用できますが、炭素排出量には影響がなく、設置費用が高額です。2007年 2月に議会委員会で証言したオンタリオ電力発電の最高経営責任者であるジム・ハンキンソンは、オンタリオ州の石炭火力発電所に新しいスクラバーを設置する費用を 5 億カナダドルから 15 億カナダドルと見積もっています。[ 77 ]
2007年現在、ラムトン発電所の4本の煙突のうち2本、ナンティコーク発電所の8本の煙突のうち2本に排ガス浄化装置が設置されている。オンタリオ州計画局（OPA）は、残りの石炭火力発電所への排ガス浄化装置の設置について、2007年春に勧告を行う予定である。
2007年、石炭火力発電所はオンタリオ州の既存のエネルギー供給（6,434 MW）の約21%、オンタリオ州の総発電量（30.9 TWh）の19%を占めていました。[ 78 ]当時、オンタリオ州には4つの石炭火力発電所が稼働していました。[ 75 ]
2005年4月、オンタリオ州政府は、オンタリオ州ミシサガにあるレイクビュー発電所（発電容量1,140MW）を閉鎖した。
オンタリオ自由党は2003年に政権を握り、2007年までに州内のすべての石炭火力発電所を段階的に廃止し、代替することを約束した。[ 79 ] 2005年、政府は信頼性の懸念を理由に、目標期日を2009年に延期した。[ 80 ]その後、政府はこの計画を再び修正し、政治的な約束は維持しつつも、完全な段階的廃止の具体的な期限を設定することを拒否した。[ 81 ]その代わりに、政府はオンタリオ電力庁（OPA）に対し、「オンタリオ州の石炭火力発電を、オンタリオ州の十分な発電能力と電力系統の信頼性を確保できる可能な限り早期の現実的な期間内に、よりクリーンなエネルギー源に置き換える計画を立てる」よう指示した。[ 20 ] [強調追加]
OPAはその後、2011年から開始し、2014年までに石炭火力発電を完全に段階的に廃止するための予備計画を発表した。[ 82 ]石炭火力発電所は、新しい再生可能エネルギーおよび天然ガス発電施設、ならびに省エネルギー対策によって置き換えられる予定である。オンタリオ州最後の石炭火力発電所であるサンダーベイ発電所は、2014年4月に閉鎖され、[ 83 ]段階的廃止が完了した。その後、同発電所はバイオマスを燃料として運転を再開した。
天然ガスは主にメタンからなる化石燃料で、燃焼させて熱を発生させ、その熱を利用して発電します。硫黄分が非常に少なく、灰分がなく、金属もほとんど含まれていないため、石炭とは異なり、重金属やSO x (二酸化硫黄と三酸化硫黄) による汚染は大きな問題ではありません。[ 84 ]米国では、平均的な天然ガス火力発電所は、発電量1メガワット時あたり、二酸化炭素516kg 、二酸化硫黄0.05kg、窒素酸化物(NO x ) 0.8kgを排出します。石炭と比較すると、天然ガスは二酸化炭素を約半分、窒素酸化物を3分の1、硫黄酸化物を100分の1しか発生させません。[ 85 ]
天然ガスは家庭や事業所の暖房用途に最も一般的に使用されていますが、天然ガス火力発電も電力供給ミックスの重要な構成要素であり、102の天然ガス発電所があり、オンタリオ州の発電容量の8%を占めています。[ 86 ]この容量は2010年までに5,103MWから9,300MWに増加する予定です。[ 78 ]
2006年、オンタリオ州政府はOPAに対し、ピーク時のエネルギー需要を満たすために天然ガスを使用するよう指示した。OPAはまた、天然ガスの高効率かつ価値の高い利用オプションを開発するよう指示された。[ 20 ]そのためOPAは、(1)地域信頼性と(2)システム容量という2つの用途に天然ガスを使用することを決定した。
2025年までに、天然ガスとコジェネレーションの設備容量は、現在の4,976MWから11,000MW（システム発電容量の約27%）に増加することが目標とされている。[ 87 ]とはいえ、天然ガスは主に高付加価値エネルギー用途でのみ使用されるため、オンタリオ州全体の電力生産に占める割合はわずか6%にとどまると予想されている。[ 26 ]
コジェネレーション、または熱電併給（CHP）とは、同一のエネルギー源から電力と熱を同時に生成することを指します。生成された熱は、住宅の暖房など、地域的な用途に利用されます。
コジェネレーションは、エネルギーを得るために燃焼されるあらゆる燃料に適用できます。化石燃料、バイオマス、バイオガスはすべてCHPプラントで使用できます。熱を長距離輸送するのは非現実的なため、コジェネレーションプラントは通常小型で、エネルギー需要地の近くに設置されます。したがって、コジェネレーションは分散型発電と本質的に結びついています。CHPプラントは都市部に設置されるため、天然ガスなどのクリーン燃焼燃料との相性が非常に良いです。他の化石燃料（上記の石炭を参照）に関連する健康上の懸念から、人口密度の高い地域にはあまり適していません。
コジェネレーションは燃料使用効率を劇的に向上させることができ、従来の燃焼によるエネルギーの48～64%を熱として回収できる一方、電力に変換されるのはわずか25～37%です。熱と電力の使用効率を合わせたものは最大91%になります。[ 88 ]効率が高いということは、燃料費が大幅に削減されるだけでなく、温室効果ガスやその他の排出量も大幅に削減されることを意味します。
オンタリオ州では現在、110基のコージェネレーション発電所が稼働しており、総発電容量は約2,300MWです。これらのうち82基は天然ガスを燃料とし、残りはバイオマスを使用しています。これらの施設のうち、送電網に接続されているのはわずか50基です。（サイモン・フレーザー大学のコージェネレーションデータベースを参照）。
オンタリオ電力公社は、オンタリオ州でコジェネレーションがどれだけ積極的に推進されるかによって、コジェネレーションによる電力節約への貢献は47～265MWになると予測している。[ 89 ]しかし、広範なコジェネレーションプロジェクトの実際の可能性については依然として多くの議論があるため、これらの予測は物議を醸している。
2005年にOPAは最大1,000MWの新規コジェネレーションに関する提案依頼書を送付した。その結果、2006年に締結された契約に基づき、オンタリオ州で合計414MWの容量を持つ7つの新しいCHP発電所が現在開発されている。[ 90 ]
原子力発電はオンタリオ州の発電量のほぼ半分を占めています。政府は2025年まで原子力発電の役割を維持する計画です。オンタリオ州では現在18基の原子炉が稼働しています。これらの原子炉は合計11,400MWの発電容量を持ち、ピッカリング、ブルース、ダーリントンの3か所にあります。2005年にはオンタリオ州の電力の約半分が原子力エネルギー源から発電されました。[ 91 ]
カナダエネルギー研究所（CERI ）は、2004年にカナダ原子力協会向けに、オンタリオ州における原子力発電と他のベースロード発電技術の環境影響を比較した報告書[ 92 ]を作成しました。彼らは、原子力発電は石炭火力発電とほぼ同等のコストであると結論付けました。しかし、ペンビナ研究所やオンタリオクリーンエアアライアンスなどの団体は、ウラン採掘事業の影響、放射性廃棄物の長期的な影響、原子力エネルギーによるテロや災害の潜在的なリスクを理由に、原子力発電を批判しています。[ 93 ]
2004年12月時点で、オンタリオ州周辺の稼働中および廃止された原子力発電所には、170万個以上の使用済み燃料集合体が敷地内に保管されていた。[ 91 ]
原子力施設は、環境認可やその他の認可、実際の建設に長いリードタイムを要する。[ 94 ]オンタリオ州の原子力の歴史は、予算超過や新規建設および改修プラントの遅延で波乱に満ちている。原子力は資本コストとリードタイムが高いが、運転コストは低いため、ベースロード用途にのみ適している。これに対し、天然ガス発電所はリードタイムは短いが、運転コストと燃料費が高い。[ 92 ]しかし、近年、さまざまな経済的要因が原子力発電のコストに大きな影響を与えている。オンタリオクリーンエアアライアンスなどの団体は、ウラン価格の変動により、原子力発電に関連する運転コストが天然ガス発電所や再生可能エネルギーの運転コストよりも高くなっていることをすぐに指摘している。
OPAは政府から、オンタリオ州のベースロードのエネルギー需要を満たすために原子力エネルギーを使用するよう指示されているが、原子力発電容量は14,000MWを超えてはならない。[ 20 ]その結果、原子力はオンタリオ州の発電容量の約37%を占め、2025年には電力の50%を生産すると予測されており、現在の供給構成における役割と同様である。[ 26 ]
この構成を実現するには、現在稼働中の原子炉のほとんどが2020年より前に耐用年数を超えるため、より多くの原子力発電ユニットを建設または改修する必要がある。[ 26 ]これに対し、OPAはブルース・パワーとブルース発電所の2基のユニットを改修する契約を締結し、2009年までに1,540MWの発電容量を追加する予定である。ブルース・パワーは将来的に3基目のユニットも改修する計画である。[ 92 ]オンタリオ州会計検査院は2007年4月5日に報告書を発表し、ブルース・パワーの改修契約に伴う高額な費用を批判した。
オンタリオ・パワー・ジェネレーション（OPG）は現在、ピッカリングBの稼働中の4基のユニットの改修に関する環境アセスメントを実施している。[ 92 ]
オンタリオ州政府は、温室効果ガス排出量を削減するための戦略として、石炭火力発電所を段階的に廃止し、再生可能エネルギー源からの発電比率を高めるとともに、CDMを通じて電力需要を削減する戦略を推進する計画を立てています。2025年までにオンタリオ州の電力需要の30%がこれらの源から生産されると推定されています。化石燃料源と比較して、水力、風力、バイオマスなどの再生可能エネルギー源からの発電には、次のような利点があります。[ 96 ] [ 97 ]
水力発電は現在、オンタリオ州の電力供給の約21％を占めています[ 98 ] 。この容量は、既存の設備容量に新しい発電所が追加され、既存の発電所が改修されるにつれて、2025年までに30％に増加すると推定されています。特に、ピーク時の電力需要を満たしたり、風力などの他の再生可能エネルギー源の間欠性を相殺したりできる、調整可能なエネルギーを供給できる大容量の貯水設備を備えた水力発電所の開発に重点が置かれます。
オンタリオ州、特に南部には、再生可能電力の生成に利用できる豊富な風力ポテンシャルがあります。オンタリオ州には、送電システムの範囲内で風力発電に利用できる面積が約 300,000 km 2あると推定されています。この面積は、風力発電による電力生産で世界をリードするドイツの面積にほぼ匹敵します。オンタリオ州がドイツのように風力エネルギーを集中的に利用できれば、風力発電は州の電力需要の最大 13% を占めることになります。[ 99 ]オンタリオ州南部では、送電線や負荷中心地に近いことから、風力発電による電力生成は費用対効果が高いと考えられています。[ 95 ] [ 100 ]
風力は断続的な性質を持つため、信頼性の低い電力源と見なされることがあります。しかし、風力エネルギーを水力発電システムやバイオマスと統合することで、安定した再生可能電力供給が確保されます。風力と水力の統合はオレゴン州で成功裏に実施されており[ 99 ]、カナダでも信頼性の高い電力供給に利用できる可能性があります。
2015年、カナダの風力発電設備容量は11,205MWで、オンタリオ州が4,361MWで国内トップでした。[ 101 ] OPAは、この容量が2025年までに5,000MWに増加すると推定していますが、他の研究では、2020年までに7,000MW [ 97 ]、20XX年までに8,000MWに達すると推定しています。[ 99 ]
バイオマスとは、植物や動物由来の有機物で、エネルギーに変換できるものを指します。バイオエネルギーとは、バイオマスから生成されるあらゆる形態のエネルギー（熱または電気）のことです。
オンタリオ州におけるバイオエネルギー産業の発展は、バイオマスをエネルギーに変換するために使用される技術の小規模性による高コストや、エネルギー生産のためのバイオマスの集約的な収穫に関連する環境問題（土壌生産性の低下や肥料および農薬の使用増加など）を含むが、これらに限定されない多くの課題に直面している。[ 100 ]とはいえ、これらの懸念事項の一部に対処するために実施された研究は、森林および農業生態系の生態学的機能を維持することを目的とした持続可能な管理慣行の採用により、環境に悪影響を与えることなくバイオマス生産を維持できる可能性があることを示唆している。[ 102 ] [ 103 ]
バイオマスが化石燃料の代替物として、また大気中の炭素の吸収源として二重の役割を果たすことが、エネルギー生成におけるバイオマス利用の主な利点です。持続可能なバイオマス源からのバイオエネルギー生産は、燃焼または自然分解プロセス中に排出される CO 2が成長中の植物によって吸収されるため、カーボン ニュートラルであると考えられています。[ 104 ]バイオマスベースの統合ガス化複合サイクル(IGCC) および炭素回収貯蔵 (CCS) 付き熱電併給 (CHP) は、発電所からの GHG 排出量を削減するための有望な技術である可能性がありますが、これらの技術は小規模であり、オンタリオ州では十分に開発されていません。[ 100 ]都市ごみからバイオエネルギーを生成する動きは、ごみ管理を緩和するための戦略であると思われます。多くの都市ごみ埋立地は容量に近づいています。[ 100 ]都市ごみからのメタン排出から収入を得る可能性があります。
IPSPによると、2027年までにバイオマスから合計1,250MWが発電される可能性があるが、これまでの計画では856MWしか考慮されていない。[ 100 ]他の報告では、バイオマスは10～20年で約14.7TWh（2,450MW）の電力と47.0TWhの熱を生産する可能性があると示唆されている。[ 99 ]
現在、エネルギー生産に利用されるバイオマスの主な供給源は森林バイオマスであり、次いで農業バイオマス、都市固形廃棄物、廃水が利用されている。
オンタリオ州南部、特にトロントは、フロリダ州マイアミ市と同じくらいの夏の太陽放射量を受けており、オンタリオ州には電力や熱を生成するために利用できる十分な太陽エネルギーがあることを示しています。[ 99 ]太陽エネルギーとは異なり、地熱ヒートポンプ（GHP）は、主に空間暖房や給湯に使用される熱エネルギーを生成します。GHPは冷蔵庫のように機能し、凍結線（オンタリオ州南部では土壌の深さ約1.2m）より下から吸収した熱エネルギーを接続された建物に伝達します。[ 107 ]
OPAは、これらの技術が2025年までにオンタリオ州の電力容量に約1,000MW貢献すると推定している。この推定値は計画目的で使用されたが、それぞれの技術が発展するにつれて、将来的に容量が増加する可能性がある。いくつかの研究では、太陽光発電システムだけでも、2015年までに5,000～6,200MWの設備容量になる可能性があると示唆している。[ 97 ]
オンタリオ州は合計4,000MWの相互接続容量を有しています。[ 108 ]接続管轄区域には、ニューヨーク州、ミシガン州、ケベック州、マニトバ州、ミネソタ州が含まれます。州の送電網は、北東電力調整評議会が管理する東部相互接続に接続されています。
OPAの供給ミックスアドバイスレポートは、オンタリオ州に1,250MWの輸入を推奨している。[ 108 ]この数値は主にケベック州で計画されている短期水力発電プロジェクトから得られたものである。各州の電力供給会社であるHydro-Québec TransEnergieとオンタリオ州のHydro Oneは 、2010年までに1,250MWのケベック州とオンタリオ州の相互接続を新たに建設するために、2006年11月に8億カナダドルの契約を締結した。[ 109 ]
マニトバ州やラブラドール州との新たな相互接続の可能性も存在する。しかし、コストや立地上の課題があるため、これらの計画は暫定的なものであり、長期的な可能性（2015年～2025年）とみなされている。
マニトバ州は、マニトバ州北部でコナワパ発電所とキーヤスク（ガル）発電所として知られる2つの新しい水力発電プロジェクトを計画している。ネルソン川下流に位置するコナワパ発電所は、2017年に稼働開始予定で、発電容量は1,380MWとなる予定である。キーヤスク発電所は、当初2011/2012年に稼働開始予定で、発電容量は600MWとなる見込みである。[ 78 ]マニトバ州とオンタリオ州を結ぶ既存の送電線は、十分なアップグレードを可能にするには小さすぎるため、これらのプロジェクトをサポートするために新しい長距離高圧送電線を建設する必要がある。
ニューファンドランド・ラブラドール州は、ラブラドール地方のチャーチル川下流に、総発電能力約2,800MWの大規模発電所2基を建設する計画である。マスキラット・フォールズ発電所は計画発電能力824MW、ガル島発電所は発電能力2,000MWとなる見込みである。しかし、オンタリオ州への送電には、ケベック州政府と連邦政府の両方の支援が必要となる。ラブラドール地方で発電された電力はケベック州を経由して送電されなければならないためである。[ 110 ]
米国からの輸入電力のほとんどは、原子力、天然ガス、または石炭火力発電施設に基づいています。そのため、オンタリオ州政府は米国からの電力輸入を増やすことにほとんど関心を示していません。[ 111 ]
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