カナダの電力部門

カナダの電力部門は、19世紀後半から国の経済と政治生活において重要な役割を果たしてきました。この部門は州と準州の境界線に沿って組織されています。ほとんどの州では、大規模な政府所有の統合公益事業体が、電力の発電、送電、配電で主導的な役割を果たしています。オンタリオ州とアルバータ州は、過去10年間に^電力市場を創設し^、この経済部門への投資と競争を促進しました。^{[ 2]}

2018年、カナダでは水力発電が全発電量の60%を占め、^[3]カナダは中国とブラジルに次いで世界第3位の水力発電国となった。^{[4] 1960年以降、特に}ケベック州、ニューファンドランド・ラブラドール州、ブリティッシュコロンビア州、マニトバ州での大規模水力発電プロジェクトにより、カナダの発電能力は大幅に増加した。

2番目に大きい単一電源（全体の15%）は原子力発電であり、オンタリオ州のいくつかの発電所が同州の電力の半分以上を生産しており、ニューブランズウィック州にも1つの発電所がある。これにより、カナダは原子力発電による世界第6位の電力生産国となり、2017年には95TWhを生産した。^[5]

化石燃料はカナダの電力の18％を生み出しており、その約半分は石炭（全体の7％）で、残りは天然ガスと石油の混合です。発電に石炭を使用しているのは4州だけです。アルバータ州、サスカチュワン州、ニューブランズウィック州、ノバスコシア州は、発電量の半分以下を石炭に依存していますが、他の州と準州では発電に石炭を一切燃やしていません。アルバータ州とサスカチュワン州は、天然ガスもかなり使用しています。ヌナブト準州のすべてとノースウエスト準州の多くを含む遠隔地のコミュニティは、経済と環境のコストが高いディーゼル発電機でほとんどの電力を生産しています。連邦政府は、ディーゼル燃料による電力への依存を減らすための取り組みを立ち上げました。^[6]しかし、2018年には、ノースウエスト準州は電力の70％を水力発電ダムで、4％を風力で発電しました。^[7]ヌナブト準州では、小規模な設備とプロジェクトを通じて太陽光発電が少量の電力を生産しています。^[8]

水力以外の再生可能エネルギーは、2016年には全体の7%と急速に成長している。特に、プリンスエドワード島はほぼすべての電力を風力発電で発電している。

カナダは隣国アメリカと大規模な電力貿易を行っており、2017年には輸出量が72TWh、輸入量が10TWhに達した。

カナダの家庭、オフィス、工場は、カナダの多くの地域でよく呼ばれているように、電気、または水力の大規模な使用者です。 ^[9] 2007年、カナダの一人当たりの電力消費量は年間平均17MWhで、世界で最も高い部類に入りました。^[10] 2017年、カナダの一人当たりの年間平均電力消費量は14.6MWhに減少しました。ケベック州の年間消費量が最も高く、一人当たり21MWhでしたが、ヌナブト準州は一人当たり6.1MWhで最も低かったです。^[11 ] 2018年、発電はカナダの排出量の9％を占め、1990年と比較して32％減少しました。^[12]

19世紀後半から、カナダの経済と政治にとって電気は重要な役割を果たしてきました。1890年代には、3つの企業がカナダのナイアガラの滝の開発を競いました。^[13]第一次世界大戦後、州の公益事業体が設立されました。公営企業は、農村部の電化と水力発電の開発に重点を置きました。

カナダの電力部門は、天然資源に対する管轄権の一環として、州および準州の境界に沿って組織されています。すべての州および準州は公益事業委員会を設立し、送電および配電料金を規制しています。

1990年代の自由化プロセスでは、競争的な卸売市場を促進するために、既存の電力会社の発電、送電、配電機能の分離など、いくつかのパラメータが変更されました^{[14] 。または、ケベック州やブリティッシュコロンビア州などの大規模輸出国の場合のように、}連邦エネルギー規制委員会の命令888やその他の米国の市場ルールに準拠するためです。ほとんどの州政府は、電力市場の運営者として依然として強い経済的利害関係を維持しています。

州や準州の大多数では、公益事業体は垂直統合された 国営企業であり、規制された独占企業として運営されている。これは、ニューブランズウィック州、ケベック州、マニトバ州、サスカチュワン州、ブリティッシュコロンビア州、ヌナブト準州で概ね当てはまる。2つ目のモデルは、ニューファンドランド・ラブラドール州、ユーコン準州、ノースウェスト準州、そして程度は低いがプリンスエドワード島のように、国営企業が大規模な発電または送電を行い、投資家所有の配電会社と並んでいるものである。ノバスコシア州は、 1992年にこの分野への投資を売却した際に、ノバスコシア電力に事実上の独占権を与えた。 [ ^15]しかし、ノバスコシア州市営電力会社という、他の当事者から電力を購入する権利、または独自に発電する権利を持つ小規模な公営電力配電会社が6社ほど残っている。ノバスコシア州には、小規模な発電会社を奨励するための固定価格買い取り制度がある。 ^[16]

オンタリオ州とアルバータ州の2つの州は、過去10年間に電力産業を異なる程度に規制緩和してきました。両州とも電力市場を運営していますが、2つのシステムには大きな違いがあります。オンタリオ州の市場はハイブリッドであり、オンタリオ電力公社（現在はIESOと合併）が「オンタリオ州の発電と負荷の大部分について、供給、統合システム計画、規制価格の契約を行っています」。^[14]アルバータ州では、発電事業は競争的ですが、送電と配電は料金規制されています。^[14]

多くの自治体が地域配電システムを運営しています。エドモントンのEPCORなど一部の自治体は、自らの名義で、または上場企業を経営として、発電事業でも重要な役割を担っています。

連邦政府は、国家エネルギー委員会を通じて、州間および国際送電線の許可を発行します。^[17]カナダ原子力安全委員会は、原子力の安全性を管轄しています。^[18]オタワと各州は、大気汚染や温室効果ガス排出などの環境問題に関する管轄権を共有しています。また、大規模な水力発電開発は、連邦政府の環境アセスメントプロセスをトリガーします。^{[19]カナダ政府は}水路や漁業を規制する権限を持っています。

アルミニウム製錬やパルプ・製紙産業などのエネルギー集約型産業は、長年にわたって発電に多額の投資を行ってきました。そのような企業の一つがリオ・ティント・アルカンで、ケベック州とブリティッシュコロンビア州に7つの水力発電所を所有・運営しており、総設備容量は3,300MWです。^{[20] [21]}

近年、卸売発電事業の部分的または完全な規制緩和により、多くの独立発電事業者が誕生し、発電所を建設・運営し、最長35年の電力購入契約^[22]や、そのような市場が存在する場合は前日取引や時間前取引を通じて、 長期的に電力を販売しています。

2013年、カナダの発電量は651.8テラワット時（TWh）で、2003年以降10％増加した。約822の発電所が大西洋から太平洋にかけて点在しており^[23]、定格容量は130,543MWである。^[24]カナダの100の最大の発電所の合計容量は100,829MWである。比較すると、カナダの総設備容量は2000年には111,000MWであった。^[25]

2013年、カナダの電力会社による発電の主なタイプは水力発電で、シェアは60.1%です。原子力（15.8%）、天然ガス（10.3%）、石炭（10%）、風力（1.8%）、燃料油（1.2%）、バイオ燃料と廃棄物（0.8%）、木材（0.4%）、太陽光（0.1%）が続きます。石油コークスなどの他のエネルギー源は残りの0.5%を占めています。^{[26] [27] [28]}

しかし、これらの数字は、各州の発電構成の多様性を考慮していない。アルバータ州（66.9%）、ノバスコシア州（58.2%）、サスカチュワン州（54.8%）など、歴史的に石炭を生産してきた州は、主に石炭火力発電所に依存するようになった。マニトバ州（99.5%）、ケベック州（97.2%）、ニューファンドランド・ラブラドール州（97.1%）、ブリティッシュコロンビア州（88.7%）など、水力発電が豊富な州では、水力発電が全発電量の大半を占めている。

カナダで最も人口の多い州であるオンタリオ・ハイドロは、 1966年から1993年の間に11,990MWの原子力発電能力を開発し、ピカリング、ダーリントン、ブルースの3か所に20基のCANDU原子炉を建設した。ニューブランズウィック州、ひいてはプリンスエドワード島は、隣接する州から96%の電力を購入しており、^{[29]原子炉や水力発電ダムなど、多様な電源を備えている。しかし、同州は高価な}燃料油発電に依存している。 ^[30]

カナダの各州および準州の発電能力は、以下のとおりです。数値はメガワット(MW) およびギガワット時(GWh) で示されています。以下の表は、カナダ統計局の 2010 年のデータを使用しています。

注: オンタリオ州は 2014 年に石炭を廃止しました。

2009年のカナダの一人当たりの電力生産量は18,566kWhで、国内消費は生産量の約94%（17,507kWh/人）であった。^[34] 2008年のOECD平均は一人当たり8,991kWhであった。^[35]カナダの国内電力消費の64.5%は再生可能資源で生産された。カナダにおける2009年の非再生可能電力消費、すなわち化石燃料と原子力は一人当たり6,213kWhで、イギリス5,579、ドイツ5,811 、デンマーク4,693、 スペイン4,553、フィンランド11,495、アメリカ12,234であった。^[34]

カナダの送電網は16万キロメートル（9万9000マイル）以上に及ぶ。^[36]カナダの人口密集地のほとんどはアメリカ国境沿いの南部に集中しているのに対し、最大の水力発電所は北部の人口密度の低い地域にあるため、送電網は一般的に南北方向に延びている。この特殊な状況により、カナダの電力会社は革新を余儀なくされた。1965年11月、ハイドロ・ケベックはマニク・ウタルド計画とレヴィ変電所を結ぶ初の735kV交流送電線を稼働させた。^[37] 1972年、マニトバ・ハイドロはネルソン川水力発電計画の一部である発電所を高電圧直流送電線であるネルソン川バイポールを介してウィニペグ地域に接続した。^[38]

カナダの送電網は、主に米国の電力網と統合されている。米国との統合と貿易は、カナダの各州間よりも盛んである。^[39]米国と国境を接する州の送電会社は、北米電力信頼性協会（NERC）などの地域信頼性組織に参加している。沿海州、ケベック州、オンタリオ州は、ニューイングランドとニューヨーク州の電力会社とともに北東部電力調整協議会（NPCC）に参加しており、マニトバ州は中西部信頼性機構（MRO）に参加している。一方、アルバータ州とブリティッシュコロンビア州は西部電力調整協議会（WECC）に参加している。

カナダ全土の電力会社は、老朽化し​​たインフラの維持管理と、新たな発電源を基幹電力システムに接続するための新しい送電線や変電所の建設に多額の投資を行っている。例えば、オンタリオ州は2009年に、グリーンエネルギー法によって促進された新しい再生可能エネルギー容量を接続することを目的とした一連の送電プロジェクトに23億ドルを費やした。^[40]アルバータ州では、AESOが2008年に、最大2,700MWの新しい風力発電を統合するために、州南部に18億3,000万ドルの240kVループシステムを建設することを推奨した。 ^[41]ケベック州では、ハイドロ・ケベック・トランスエナジーが、2011年から2015年の間に稼働予定の2,000MWの新しい風力発電を接続するために14億7,000万ドルの投資計画を提出した。^[42]

注記

2020年2月現在、カナダの住宅用電気料金の平均は、月間使用量1,000kWhを基準に、0.174ドル/kWh、準州を除くと0.135ドル/kWhとなっている。^[44]

アルバータ州は、規制緩和された電力市場を実施したカナダ初の州である。この市場は、前年の電力事業法の採択を受けて、1996年に設立された。投資家所有または地方自治体所有の地域配電会社は供給義務を保持し、6大公益事業会社には、既存の発電機の出力の一部が固定価格で割り当てられた。州は2001年に完全な小売アクセスに移行し、 2003年にはアルバータ電力システムオペレーターの下でスポット市場が設立された。2000年に消費者が価格高騰に不満を表明した後、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）を実施した。^[2]

アルバータ州の発電部門は、トランスアルタ、ENMAX、エドモントンの市営企業EPCORから分離したキャピタルパワーコーポレーションが支配している。1998年から2009年の間に5,700MWの新しい発電が追加され、1,470の古い発電所が廃止されたにもかかわらず、^[45] 2007年の電力会社による発電量の73.8%は依然として石炭が占め、次いで天然ガスが20.6%であった。^[46]

2009年の設備容量は12,834MWに達し、石炭（5,692MW）と天然ガス（5,189MW）が州の発電設備の大部分を占めている。最近の送電網への追加により、風力発電容量は657MWに増加し、水力発電容量は900MWとなっている。^[45]連邦政府が2010年6月に発表したより厳しい新たな排出対策にもかかわらず、業界関係者は州が2050年まで発電に石炭を使用し続けると信じていた。^[47] 2015年11月、政府は2030年までに石炭を段階的に廃止すると発表した。 ^[48]アルバータ州の石炭発電は2023年末までに廃止される予定である。^[49]

BCハイドロは、1961年にブリティッシュコロンビア州政府がWACベネット首相の下でBCハイドロ法を可決した際に設立されました。この法律により、BCエレクトリックカンパニーとBC電力委員会が合併し、ブリティッシュコロンビア水力発電公社（BCHPA）が設立されました。^[50] BCハイドロは主要な電力供給業者であり、ほとんどの地域で180万人の顧客にサービスを提供しています。^[51]クートニー地域は例外で、クートニー地域では、フォーティス社の子会社であるフォーティスBCが111,000人の顧客に直接電力サービスを提供し、同じ地域の自治体所有の公共事業に電力を供給しています。^[52]

1960年から1984年の間に、BCハイドロは、ピース川沿いの2,730MWのWACベネットダムとゴードン・M・シュラム発電所、ピースキャニオン、コロンビア川沿いのマイカとレヴェルストーク、クートニー川沿いのクートニー運河、ペンド・オレイル川沿いのセブンマイルダムなど、 6つの大規模水力発電プロジェクトを完成させました。

ピース川沿いの3つ目のダムと900MWの発電所であるフォートセントジョン近くのサイトCダムは、何十年も議論され、1990年代初頭に却下されました。^[53] 2010年4月、ブリティッシュコロンビア州政府は、プロジェクトを規制レビュー段階に移行すると発表しました。^[54] 2015年にサイトCの建設を開始するという通知は、2015年7月に発行されました。^[55] 1984年に建設されたレヴェルストークダムは、BCハイドロによって建設された最後の新しいダムでした。

同州の自由党政権は、民間企業による小規模水力発電プロジェクトの建設を数多く推進してきた。2010年4月現在、独立発電事業者との間で63件の長期電力購入契約が締結されており、その容量は2,629MW、電力量は10.3TWhとなっている。^[56]

2015年には水力発電が総発電量の87％を占め、残りはバイオマス、風力、天然ガスであった。^[57]

BC HydroはPowerexを介して東はアルバータ州と、南はパシフィックインターコネクションを通じて米国西部全域と電力取引を行っている。2014年、BC州はカナダで最大の電力輸入量（9700MWh）を記録したが、これは米国のウェスタンインターコネクションからのもので、その60%は化石燃料である。^{[57] [58]} BC Hydroは通常、米国とアルバータ州の火力発電所が販売可能な余剰電力を持つオフピーク時に電力を輸入し、価格が上昇するピーク時に水力発電を輸出している。^[59]

マニトバ・ハイドロはマニトバ州の発電、送電、配電を担当する国営企業である。2015年時点での設備容量は5,701MWで、ネルソン川、サスカチュワン川、ローリー川、ウィニペグ川沿いの15の水力発電所で主に発電されている。^[60]

同社はニシチャワヤシク・クリー族と共同で200MWのウスクワティム水力発電プロジェクトを完了し、2012年6月に最初の電力を供給した。プロジェクトの完了日を3年早めることにより、マニトバ・ハイドロは米国中西部での利益の高い輸出で利益を得ることを期待している。^[61]同社は現在、ネルソン川沿いのキーヤスクに695MWの新しい発電所を建設しており、2019年に完成する予定である。^[62]

同社はマニトバ州北部とウィニペグ地域を結ぶ3番目のHVDC送電線の建設を完了した。バイポールIIIプロジェクトには、1,364kmの送電線と2つの新しい変換所の建設が含まれる。^[63]キーヤスクの建設中、マニトバ・ハイドロは、さらにもう1つの大規模水力発電プロジェクトであるコナワパ発電所の調査も行っている。^[61]

ニューブランズウィック州は化石燃料、水力、原子力発電を特徴とする多様な発電ミックスを擁している。1920年に設立された州の公益事業体であるNB Powerは、2008年3月31日時点で3,297MWの設備容量を所有していた。^[65]その後、同社は2つの発電所を廃止し、300MWの石油火力ダルハウジー発電所を永久に閉鎖する予定である。^[66]

過去10年間^[要説明]、国営電力会社は、2つの大型火力発電所をベネズエラ国営石油会社PDVSAが生産する重質ビチューメン燃料であるオリマルジョンに切り替える計画の失敗や、ポイント・レプロー原子力発電所の中間改修の2年遅延などの問題に直面してきた。^[67]

2009年10月、州政府はケベック州と覚書を結び、NBパワーの資産の大半をハイドロ・ケベックに売却した。この物議を醸した取引は2010年3月に中止された。^{[68] [69]}

それ以来^{[いつ? ]}、ニューブランズウィック州の電力インフラを近代化するためのいくつかの選択肢が議論され、その中にはノバスコシア州との500MWの相互接続を構築する計画^[70]や、ポイント・レプローの2番目の原子力発電所の実現可能性を評価するためのフランスのアレバとの予備的合意などが含まれていた。 ^[71]しかし、原子力拡張計画は、 2010年9月にデビッド・アルワード率いる進歩保守党政権が選出されて数時間以内に棚上げされた。^[72]

ニューファンドランド・ラブラドール州では、水力、石油、風力、太陽光、バイオマスなどの再生可能エネルギーによって74の発電所で電力が生産されています。2022年の総発電容量は8,636MWでした。国営企業であるニューファンドランド・ラブラドール・ハイドロは、8034MWの発電設備容量を持ち、カナダのすべての公益事業会社の中で4番目に大きい会社です。州内のほとんどの発電と送電網を所有および運営し、大規模な産業顧客に直接販売しています。同社はまた、ニューファンドランド島とラブラドール州の主要電力網に接続されていない遠隔地のコミュニティにサービスを提供しています。

ニューファンドランドパワーは、セントジョンズに本社を置くフォルティス社の子会社で、州内の全電力消費者の85％を占める239,000人の顧客にサービスを提供する規制配電会社である。同社は多数の水力発電資産を所有しており、エネルギーの90％をニューファンドランド・ラブラドール・ハイドロから購入している。^[73]

ニューファンドランド・ラブラドール州は、発電需要を主に水力発電に依存しており、セントジョンズ近郊の490MWのホリールード火力発電所がそれを補っている。同州の主要発電所である5,428MWのチャーチルフォールズ発電所は、1971年から1974年にかけて稼働を開始した。この発電所は、ニューファンドランド・ラブラドール・ハイドロ（65.8%）とハイドロ・ケベック（34.2%）の合弁会社であるチャーチルフォールズ（ラブラドール）コーポレーションリミテッドが所有している。発電所の発電量のほとんどは、2041年に期限が切れる65年間の電力購入契約に基づき、ケベック州の電力会社に固定価格で販売されている。^{[74] [75]}

ローワーチャーチルプロジェクトは、ラブラドール州で計画されている水力発電プロジェクトで、チャーチルフォールズ発電所によって開発されていないチャーチル川の残りの35％を開発するものです。ガル島とマスクラットフォールズにあるローワーチャーチルの2つの施設は、合計3,074MWを超える容量を持ち、年間16.7TWhの電力を供給する能力があります。マスクラットフォールズ発電施設は、ダム、放水路、4つのカプランタービンを備えた発電所で構成され、合計824MWの発電能力があります。マスクラットフォールズ発電施設の建設は2013年に始まり、2022年に完了しました。^[76]

ノバスコシア電力株式会社（NSPI）は、ハリファックスに本社を置くエメラの子会社で、ノバスコシア州の発電、送電、配電を担当する公益企業です。以前は政府所有の会社でしたが、1992年にドナルド・キャメロン首相の保守政権によって民営化され、当時はカナダ史上最大の新規株式公開（IPO）と呼ばれました。 ^[77] 8億1600万ドルの収益のうち、「6億1600万ドルは、公益事業会社が負っていた負債を返済することでノバスコシア電力の資本再編に使用されました」。^[78]

NS Powerの発電能力は2,293MWである。^[77]石炭、石油コークス、燃料油、天然ガスを混合した火力発電所5か所が、年間供給量13TWhの大部分を供給している。同社はまた、北米で唯一の旧アナポリスロイヤル潮力発電所を運営していた。さらに、同社は33の水力発電所を運営しており、 ^[77 ] 1978年に開設された230MWのレックコーブ発電所^[79]を除いて、そのほとんどは小規模である。^[77]

NS Powerは長年にわたり、保守記録の悪さと嵐後の顧客への迅速な再接続の失敗についてノバスコシア州民から非難されてきた。^{[80] 2003年9月、}ハリケーン・フアン通過後、ノバスコシア州民70万人が最大2週間電力のない状態に置かれた。^[81]カテゴリー2の嵐により、27本の主要送電線、複数の送電塔、117本の配電線、および31の主要変電所が被害を受けた。^{[82]最近では、} 2009年の選挙運動中の党首討論会で、州の送電網への同社の投資問題が取り上げられた。^[83]同社は、2010年9月のハリケーン・アール通過後の電力復旧努力に対して、ダレル・デクスター州首相から賞賛を受けた。 ^[84]

より大規模で中央集権的な企業に加えて、ノバスコシア州の多くの町が独自の公共事業を運営しています。 リバーポートは小規模な公共事業協同組合を運営しており、ルーネンバーグ、マホーンベイ、アンティゴニッシュ、バーウィック、カンソーの各町にはそれぞれ独自の公共電気供給業者がいます。

オンタリオ州では、原子力、水力、天然ガス^[85]、風力、太陽光、バイオマスなどの再生可能エネルギーによって電力が生産されています。2017年の総生産量は132.1 TWh（つまり1321億kWh）でした。^[86] 2017年に使用されたさまざまな発電源は、右の円グラフに示されています。2014年4月、オンタリオ州は発電源としての石炭を廃止しました。^{[87] [88]}現在の時間の発電構成は、独立電力システムオペレーター（IESO）のウェブページで見ることができます。

上で述べたように、2017年のオンタリオ州の総電力生産量は132.1 TWhでした。輸入量の6.6 TWhを加算し、輸出量の19.1 TWh ^{[89]を差し引くと、オンタリオ州内での使用量119.6 TWhとなります。2017年の推定人口は14,193,384人[90]}で、2017年のオンタリオ州の1人当たりの電力使用量は年間9,307 kWhで、この記事の前半で示した表「1人当たりの電力と電源別」に示されているカナダ平均の約60%でした。（この数値には、商業、工業、公共機関での使用だけでなく、家庭での使用もすべて含まれており、生産時点、つまり送電および配電損失を差し引く前の数値であることに注意してください。）オンタリオ州の1人当たりの使用量

オンタリオ州は2000年以来、夏季ピーク電力網とみなされてきたが、^[91]特に冬の気温が低く、夏の気温が穏やかだったため、2014年はオンタリオ州は冬季ピークとなった。^[92]独立電力システム運用者（IESO）は、2014年9月に発表した18か月の見通しで、通常の気象シナリオでは2014～2015年の冬のピークが22,149MW、通常の気象シナリオでは2015年の夏のピークが22,808MWになると予測している。^[93]オンタリオ州の電力需要の史上最高記録は、2006年8月1日に記録され、ピーク時の電力需要は27,005メガワットに達した。^[94]（2006年の北米熱波を参照。）

全体的に、オンタリオ州は電力の純輸出国である。オンタリオ州は、主に隣接するケベック州とマニトバ州（どちらも主に水力発電システム）から電力を輸入し、主にミシガン州とニューヨーク州に電力を輸出している。^[89]両州は化石燃料（ミシガン州の場合は石炭、^[95]ニューヨーク州の場合は天然ガス）に大きく依存している。^[96]

2017年のオンタリオ州の総輸出量は19.1 TWhで、^[89]、 2017年の水力発電量37.7 TWhのほぼ半分に相当します。^[86]（カナダは世界第3位の天然ガス生産国ですが、^[97]オンタリオ州は米国とカナダ西部から天然ガスを輸入しています。）天然ガス燃料発電に関連する炭素排出量がすべて輸出に割り当てられたとすると、オンタリオ州内で消費される電力のほぼすべてが非炭素またはカーボンニュートラルな電源からの電力になります。（ただし、天然ガスの発電量は必ずしも輸出量と一致するとは限らず、地域の送電制約や、断続的で予測が難しい風力発電のバックアップとして、天然ガス発電所を稼働させる必要がある場合があることに注意してください。 ^[98]

オンタリオ州は1970年代と1980年代に原子力発電を導入し、3つの主要な原子力施設と18基のCANDU原子炉を建設した。2013年には、これらの原子炉で州の電力生産量の59%、キロワット時で州内の電力消費量の65%を賄った。1993年に「当初の見積もりの​​数倍の費用」で完成したダーリントン原子力発電所は、大幅な料金値上げ[要出典]とオンタリオ州の電力政策の見直しを引き起こした^{。3つの主要な}政策文書、元連邦大臣ドナルド・マクドナルド^が議長を務めたオンタリオ州電力システム競争諮問委員会（1996年）、電力政策に関する政府の白書（1997年）、市場設計委員会報告書（1999年）が、業界の大規模な見直しへの道を開いた。^[2]

1999年4月、オンタリオ・ハイドロは5つの後継会社に分割された。発電を担当するオンタリオ電力公社（OPG）、送配電公社であるハイドロ・ワン、州内の規制緩和された卸売電力市場の運営を担当する独立市場オペレーター、旧統合公益事業体の381億ドルの債務、デリバティブ、その他の負債を管理する電気安全局とオンタリオ電力金融公社である。^[99]

2001年、OPGはカナダ最大の発電所であるブルース原子力発電所を、もともとブリティッシュ・エナジーが率いていた民間コンソーシアムであるブルース・パワーにリースし、州の発電市場におけるOPGのシェアを70%にまで減らした。政府は2002年5月1日に競争市場を開放したが、2002年夏の熱波と干ばつにより、卸売価格は7月に4.71ドル/kWh、9月には10.28ドル/kWhのピークにまで高騰した。消費者からの激しい苦情に直面したアーニー・イブス政権は、2002年11月11日に卸売市場をそのままに、小規模顧客向けの価格凍結を発表した。^[2]

イブスは、発電市場の規制緩和の一時停止、ハイドロワンの新規株式公開の取り消し、 2003年の北米停電への対応で賞賛されたが、進歩保守党は2003年の州選挙でダルトン・マクギンティの自由党に敗れた。その間、北米最大の石炭火力発電所である3,640MWのナンティコーク発電所を含む石炭火力発電の段階的廃止が政治問題となった。2002年、保守党はオンタリオ州の5つの石炭火力発電所を2015年までに閉鎖すると約束し、マクギンティは2007年の廃止を約束したが、これは2014年に延期された。^[100]

2009年4月、オンタリオ州議会は、再生可能エネルギー源からの電力に対する固定価格買い取り制度を確立し、新しい発電所の承認プロセスを簡素化するグリーンエネルギー法を可決した。 ^[101]法案可決から2か月後、オンタリオ州は、後に260億ドルと評価された価格を理由に、ダーリントンの新しい原子炉2基の購入に関する競争プロセスの停止を発表した。^[102]政府の戦略に対する批評家は、この法律により電気料金が上昇し、システムの信頼性が損なわれると強調し、^[103]一部の地元住民と風力発電開発者が対立することになる。^[104]

この法律の影響は、最終消費者に対する価格面での影響という点で顕著である。2009年以来、オンタリオ州の住宅所有者の電気料金は95％上昇し、中小企業の電気料金は115％上昇した。^[105]

2018年6月現在、オンタリオ州の風力発電容量は4,412MWとなっている。^[106] 2010年時点で、オンタリオ州の風力発電容量はカナダ全体の3分の1以上を占めていた。^[107]

プリンスエドワード島は、カナダで唯一水力発電所のない州です。同州はニューブランズウィック州のNB Power 発電施設からの輸入電力に大きく依存しています。2 本の海底送電線が州全体の電力負荷の 80% 以上を供給しています。2000 年代初頭から、州政府は同州を風力発電所の設置に適した場所として宣伝してきました。^[要出典]

セントジョンズに本社を置くフォーティス社の子会社であるマリタイム・エレクトリック社は、サマーサイド市を除く州の大部分に電力を供給する総合公益事業を運営しており、サマーサイド市は1920年から住民に電力サービスを提供している。両公益事業会社は、ピーク時や緊急時 に使用されるディーゼル発電所を所有・運営している。

シャーロットタウンの電気料金は、ハイドロ・ケベックが毎年発表している北米の電気料金概要で調査したカナダの12大都市の中で最も高い。この資料によると、1か月あたり1,000kWhを使用する住宅の顧客は1kWhあたり17.29セントを支払うことになり、これはモントリオール、ウィニペグ、バンクーバーの消費者が支払う料金の2.5倍である。^[43]

2009年11月、ロバート・ギズ首相は、ケベック州政府との長期供給契約交渉を開始することで、大気中の排出量を制限しながら電気料金を下げることを望んだ。^{[108] [109]}ハイドロ・ケベックや、現在の供給業者であるNBパワーを含む他の供給業者との交渉が進行中である。^{[いつ? ] [110] [111]}

ケベック州の電力部門は、カナダ最大の公益事業体である政府所有のハイドロ・ケベックが支配している。同公益事業体は、34,118MWの水力発電を含む36,810MWの設備容量を持ち、2009年には203.2TWhを発電・購入した。これはカナダで発電される全電力のほぼ3分の1に相当する。発電コストの低さ、有利な金利、高い輸出価格の恩恵を受け、ハイドロ・ケベックは2005年から2009年の間にケベック州政府に100億ドルの配当金を支払った。^[75]

2003年以降、同社は合計2,343MWの8つの新しい水力発電所を稼働させ^[112]、現在^{[いつ? ]} 6つの新しい発電所を建設中です。イーストメイン1-A（768MW）とサルセル（150MW）は2012年に予定されており、^[113]ロメイン川沿いの4つの発電所（1,550MW）は2014年から2020年の間に稼働する予定です。^[114] 2009年に発表されたハイドロ・ケベックの最新の戦略計画では、2035年までに建設される3,000MWの追加水力プロジェクトを含む、さらに3,500MWの新しい発電容量の概要が示されています。2009年から2013年の期間における同社の発電、送電、配電、エネルギー効率への総投資額は251億ドルに達すると予想されています。^[115]

ケベック州は風力発電能力の増強も計画している。政府の2006年エネルギー戦略では、2015年までに3,500MWの建設を予定している。^[116] 2003年と2005年に開始された2回の入札の結果、ハイドロ・ケベックと独立発電事業者の間で22件の20年電力購入契約が締結され、総容量は2,990MWとなった。^[117] 3番目の契約は、小規模なコミュニティまたは先住民主導のプロジェクトを対象としており、2010年末までに完了する予定である。^[118] 2013年、ケベック州は電力の99%を再生可能エネルギーから得ている。^[119]

2007年、サスカチュワン州は石炭火力発電所を通じて12,362GWhの電力を生産し、総発電量は20,278GWhであった。州内の主な発電事業者は政府所有の公益事業会社であるサスカチュワン電力である。同社は3,371MWの発電能力と17の発電施設を所有している。これには3つの石炭火力ベースロード施設（1682MW）、5つの天然ガス火力発電所（674MW）、7つの水力発電開発（854MW）、および2つの風力発電所（161MW）が含まれる。2つの独立発電事業者であるコーリーおよびメリディアンのコジェネレーションステーションの合計容量は438MWで、5つの廃熱施設の最大出力は31MWである。^[120]

現在の電力システムでは、今後10年間で多額の投資が必要になる。マニトバ州と、隣接する2つの州の間に138kVの相互接続を構築することについて協議が行われている。^[121]ノースバトルフォードでは、民間所有の新しい天然ガス燃焼複合サイクル発電タービンが建設中である。260MWの施設は2013年に完成する予定である。^[122]

ユーコンエネルギー社は、ユーコンで消費される電力のほとんどを生産する国営企業です。水力発電が主な発電源で、2007 年のシェアは 93.2% でした。ホワイトホースの風力タービンと遠隔地のコミュニティのディーゼル発電機がこれを補っています。ユーコンには 2 つの独立した送電網があります。どちらも大陸の送電網に接続されていません。ユーコン電気会社がユーコンの主な配電会社です。

ユーコン準州政府は2009年に発表したエネルギー戦略で、再生可能エネルギー、水力、風力の供給を20%増やしたいと表明している。また、政府はカーマックスからスチュワートまでの送電線を完成させ、ユーコン準州の2つの主要電力網を連結することも検討している。スケジュールは未定である。^[123]

ノースウエスト準州は北米の電力網に接続されていないが、準州内ではイエローナイフ地域とフォートスミス地域の 2 つの電力網が稼働している。ほとんどの地域では、地元のディーゼル発電機によって電力が供給されている。

政府所有の ノースウエスト準州電力公社が発電を担当し、ATCOの子会社であるノースランド・ユーティリティーズが配電網を運営している。

政府所有の企業であるQulliq Energyは、ヌナブト準州に電力を供給する唯一の発電所です。Qulliqは合計25台のディーゼル発電機を所有しており、25のコミュニティに電力を供給しています。この地域は北米の電力網に接続されていません。^[124]

クリク・エナジーは、準州の州都イカルイトからほど近いジェインズ・インレットに小規模水力発電プロジェクトを建設する計画で、現在はディーゼル発電機2基が設置されている。5MWの発電所は2億ドル以上の費用がかかるとみられており、原油価格の低下と2007～2008年の金融危機により建設が遅れている。^[125]

2013年には、発電による二酸化炭素排出量は1億500万トンで、国内総排出量の20％を占め、輸送部門の32％に次ぐ割合となった。これは2005年以降18％の削減である。^[126]

カナダは米国の水力発電量の10%を輸出することで二酸化炭素排出量を削減しているが、カナダの家庭や企業の半数以上が暖房に天然ガスを使っている。^[127]水力、原子力、風力はカナダの電力の80%を生成し、残りの20%は石炭と天然ガスの燃焼によって賄われている。^[128]

2008年時点で、アルバータ州の電力部門はカナダの州および準州の中で最も炭素集約的であり、総排出量は5590万トンのCOであった。
₂2008年の排出量はカナダ全体の電力・熱発電部門の排出量の47%を占め、オンタリオ州（27.4 Mt CO
₂等量）、サスカチュワン州（15.4 Mt CO
₂）およびノバスコシア州（9.4 Mt CO
₂^[129]ケベック州は全州の中で電力部門の炭素強度が最も低く、2.45gのCO
₂発電量1kWh当たりの換算値。

オンタリオ州は、需要の低下、天然ガス価格、および2014年までに石炭火力発電を段階的に廃止するというオンタリオ電力公社への政府指示により、2008年に排出量が大幅に減少した。^{[130]オンタリオ州}独立電力システムオペレーターによると、2003年から2009年の間に、州内で4,700MWの新しい天然ガス火力発電所と1,100MWの風力発電所が稼働を開始した。新しい天然ガス容量により、オンタリオ州は2010年末までにナンティコーク発電所とラムトン発電所の各2基を廃止し、2014年末までに完全に廃止する予定である。^[131]

アルバータ州では、トランスアルタとキャピタルパワーコーポレーションが、 450MWのキープヒルズ3超臨界亜瀝青炭火力発電所で炭素回収・貯留プロジェクトの建設に着手した。連邦政府と州政府から7億7000万ドルの助成金を受けたこのプロジェクトは、回収したCO
₂地中貯留と石油回収強化による二酸化炭素の固定化プロジェクト。当初は2015年までに稼働開始予定だったが^[132]、2012年に中止された。^{[133] 2010年3月、サスカチュワン電力は州内最大の石炭}火力発電所であるバウンダリーダム発電所[ ^134]での炭素固定化プロジェクトを発表した。ブリティッシュコロンビア州では、州政府がBCハイドロに対し、50年前に建設されたガス火力のバラード発電所をベースロード発電所のリストから外すよう命じた。^[135]

いくつかの州立水力発電会社は、1992年のエネルギー政策法および連邦エネルギー規制委員会の命令888号によってもたらされた米国電力部門の自由化から大きな利益を得ました。ニューブランズウィック州、マニトバ州、オンタリオ州、ケベック州は純輸出国であり、BCハイドロは近隣の電力市場で積極的に取引するためにエネルギーマーケティング子会社を設立しました。

2009年、カナダは南の隣国である米国に53TWh以上の電力（自国生産量の約9%）を輸出し、18TWhを輸入した。^[136]米国市場全体では比較的小さな部分を占めているが、カナダの供給はニューイングランド、ニューヨーク州、オハイオ州、ミシガン州、ミネソタ州、太平洋岸北西部などの主要市場で消費される電力のかなりの部分を占めている。

2010年8月、ハイドロ・ケベックは、バーモント州最大の公益事業会社であるセントラル・バーモント・パブリック・サービスとグリーン・マウンテン・パワーとの間で、225MWの電力供給契約を26年間更新した。^[137]この契約を円滑に進めるため、2010年6月4日、バーモント州議会の両院で可決された新しい再生可能エネルギー法H.781 ^[138]がジム・ダグラス知事によって署名され、法律として発効した。この法律により、バーモント州は大規模水力発電を「再生可能エネルギー資源」と宣言した米国初の州となった。^[139]

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