Hidro-Québec

Hidro-Québec

Tipo de empresa	Corporación de la corona
Industria	Empresas de servicios eléctricos
Fundado	14 de abril de 1944 ( 14 de abril de 1944 )
Sede	Edificio Hydro-Québec , Montreal , Quebec , Canadá
Área atendida	Québec
Personas clave	Jacynthe Côté (Presidente) [1] [2] Michael Sabia (presidente y director ejecutivo)
Productos	Generación de energía eléctrica , transmisión de energía eléctrica , distribución de electricidad.
Ganancia	14.310 millones de dólares canadienses [3]
Ingresos de explotación	5.904 millones de dólares canadienses [3]
Lngresos netos	3.192 millones de dólares canadienses [3]
Activos totales	76.989 millones de dólares canadienses [3]
Número de empleados	19.904 [3]
Sitio web	www.hydroquebec.com

Hydro-Québec es una empresa de servicios públicos de la Corona canadiense con sede en Montreal , Quebec. Gestiona la generación , transmisión y distribución de electricidad en Quebec, así como la exportación de energía a partes del noreste de los Estados Unidos . Más del 40 por ciento de los recursos hídricos de Canadá se encuentran en Quebec e Hydro-Québec es el cuarto mayor productor de energía hidroeléctrica del mundo. ^[4]

Fue establecida como una corporación de la Corona por el gobierno de Quebec en 1944 a partir de la expropiación de empresas privadas. A esto le siguió una inversión masiva en proyectos hidroeléctricos como el Proyecto James Bay . Hoy, con 63 centrales hidroeléctricas , la capacidad de producción combinada es de 37.370 megavatios. La energía adicional se exporta desde la provincia e Hydro-Québec suministra el 10 por ciento de las necesidades energéticas de Nueva Inglaterra . ^[4] El logotipo de la empresa, una "Q" estilizada formada a partir de un círculo y un rayo, fue diseñado por la agencia de diseño Gagnon/Valkus, con sede en Montreal , en 1960. ^[5]

En 2018, pagó 2.390 millones de dólares canadienses en dividendos a su único accionista , el Gobierno de Quebec. Sus tarifas de energía residencial están entre las más bajas de América del Norte. ^[6]

En Quebec , los defensores de la creación de una empresa hidroeléctrica pública protestaron contra los altos costos, la deficiente electrificación rural y la falta de francófonos en puestos de gestión en las empresas hidroeléctricas. ^[7] En 1944, la empresa Montreal Light, Heat & Power fue nacionalizada, junto con su subsidiaria, Beauharnois Power, y se creó Hydro-Québec para administrar las empresas.

El primer ministro de Quebec, Adélard Godbout, adoptó una política de inversión de 10 millones de dólares por año en la electrificación rural. ^[7] Sin embargo, en 1944 el gobierno cambió y el nuevo primer ministro Maurice Duplessis se opuso a cualquier forma de intervención gubernamental en la economía. ^[8] Se crearon cooperativas locales para llevar energía a las áreas rurales. Duplessis permaneció en el poder hasta 1960 y durante ese tiempo no hubo más nacionalizaciones de empresas e Hydro-Québec prestó servicios principalmente a la zona de Montreal .

Los principales proyectos incluyeron:

• Central generadora Bersimis-1 , finalizada en 1956, 1.125 MW
• Central generadora Bersimis-2 , finalizada en 1959, 845 MW
• Central hidroeléctrica de Beauharnois, terminada en 1961, 1.903 MW.
• Central generadora Carillon construida entre 1959 y 1964, 752 MW

Entre 1944 y 1962, la capacidad instalada de Hydro-Québec aumentó de 616 a 3.661 MW ^[9] al tiempo que reducía a la mitad las tarifas de energía residencial en el área de Montreal . ^[10]

El reinado conservador de Duplessis , ahora conocido como el Grande Noirceur , terminó cuando murió en el cargo en 1959. La elección posterior del Partido Liberal de Quebec , liderado por Jean Lesage , marcó el comienzo de la Revolución Tranquila , un período de reforma y modernización. En 1962, el gobierno de los EE. UU. prestó a Quebec 300 millones de dólares. Los fondos se utilizaron para adquirir compañías eléctricas independientes. ^[12] El nuevo gobierno le dio a Hydro-Québec un mandato exclusivo para desarrollar nuevos sitios. En 1963, el gobierno le autorizó a adquirir distribuidores privados de electricidad, incluida la Gatineau Power Company y la Shawinigan Water & Power Company Hydro-Québec alcanzó un alcance provincial. ^[13] Todas las 46 cooperativas rurales aceptaron la oferta de compra de Hydro-Québec de 1963, excepto Saint-Jean-Baptiste-de-Rouville, que todavía existe. En 1964, la provincia de Columbia Británica proporcionó a la provincia de Quebec un préstamo de $ 100 millones. De ese préstamo, 60 millones de dólares se destinaron a Hydro-Québec. El préstamo generó controversia en la legislatura de Quebec. ^[12] Entre los proyectos más importantes durante este período se encuentran los siguientes:

• Proyecto Manicougan-Outardes, un complejo hidroeléctrico de siete represas que incluye la central generadora Jean-Lesage (1145 MW), la central generadora René-Lévesque (1244 MW) y la represa Daniel-Johnson (2596 MW), originalmente llamadas Manic-2, Manic-3 y Manic-5 respectivamente. Debido a que estas centrales estaban a 700 kilómetros (400 millas) de los centros urbanos del sur de Quebec , el voltaje de la línea de transmisión se elevó a 735 kV por primera vez en el mundo, bajo la dirección del ingeniero Jean-Jacques Archambault . ^[14]
• Central generadora de Churchill Falls , 5.428 MW. La central se encuentra en Labrador y el gobierno de Quebec negoció un contrato en el que Hydro-Québec compra energía del proyecto a precios de 1969 hasta el año 2041. ^[15] Ese contrato ha sido una fuente de conflicto entre las dos provincias. ^[16]
• Fase I del Proyecto James Bay .
• Hydro-Québec trabajó con Atomic Energy of Canada Limited para construir la central nuclear de Gentilly , equipada con un reactor CANDU , que cerró en 2012.

Debido a la coyuntura económica, la demanda de electricidad se redujo significativamente a principios de los años 1980, lo que dio lugar a cambios estructurales en Hydro-Québec. Se convirtió en una sociedad anónima cuyo único accionista es el Gobierno de Québec , al que paga un dividendo anual. También se le dio el mandato de exportar energía y trabajar en cualquier campo relacionado con la energía. ^[17]

En 1986, la transmisión Quebec – Nueva Inglaterra comenzó a transportar energía desde el Proyecto James Bay, 1.100 kilómetros (700 millas) al sur hasta el área de Boston.

La segunda fase del proyecto de la bahía James comenzó en 1987 y tardó nueve años en completarse. La construcción de la presa Denis-Perron comenzó en 1994.

Al igual que sus contrapartes en la industria de servicios públicos de América del Norte, Hydro-Québec se reorganizó a fines de la década de 1990 para cumplir con la desregulación de la electricidad en los Estados Unidos. La división de transmisión, TransÉnergie , fue la primera en escindirse en 1997, en respuesta a la publicación de la Orden 888 de la Comisión Federal Reguladora de Energía de los Estados Unidos ^{. [18]} Ese mismo año, la Comisión Federal Reguladora de Energía de los Estados Unidos otorgó a Hydro-Québec una licencia para vender electricidad al por mayor a precios de mercado, lo que le permitió expandir su mercado. Hydro-Québec también adquirió una participación sustancial de Noverco, controladora del distribuidor de gas natural Gaz Métro , para participar en ese mercado en el noreste de América del Norte. ^[19]

En 2002, el Acuerdo sobre una nueva relación entre la Nación Cree y el Gobierno de Quebec, firmado entre el Gran Consejo de los Cree y el gobierno de Quebec, hizo posible el desarrollo del embalse de Eastmain . Se completaron las centrales eléctricas de Eastmain-1-A y Sarcelle y el proyecto de desviación del río Rupert por 5.000 millones de dólares canadienses. Esto proporcionará energía hidráulica a las turbinas de las centrales eléctricas de Eastmain-1, Eastmain-1-A y Sarcelle y aumentará el caudal de la central eléctrica existente de La Grande-1, así como de las centrales eléctricas de Robert-Bourassa y La Grande-2-A. ^[20] La producción será de 918 MW.

Otras estaciones puestas en servicio desde 1997 son: ^[21]

• Sainte-Marguerite-3 en 2003, 882 MW.
• Péribonka en 2008, 385 MW.
• Rocher-de-Grand-Mère en 2004, 230 MW.
• Eastmain-1 en 2007, 519 MW.
• Rapide-des-Cœurs en 2009, 76 MW.
• Chute-Allard en 2009, 62 MW
• Mercier en 2009, 55 MW.
• Eastmain-1A en 2012, 750 MW.
• La Sarcelle en 2013, 159 MW.
• Romaine-2 en 2014, 640 MW.
• Romaine-1 en 2015, 270 MW.
• Romaine-3 en 2017, 395 MW.
• Romaine-4, cuya finalización está prevista para 2022, 245 MW.

En 1988, todo Quebec y partes de Nueva Inglaterra y Nuevo Brunswick se quedaron sin electricidad debido a una falla en un equipo de una subestación en la costa norte . La tormenta geomagnética de marzo de 1989 hizo saltar los disyuntores de la red de transmisión, lo que provocó un apagón de nueve horas en todo Quebec.

En la tormenta de hielo de América del Norte de 1998 , cinco días de lluvia helada provocaron el colapso de 600 kilómetros de líneas eléctricas de alta tensión y más de 3.000 kilómetros de líneas de distribución de media y baja tensión en el sur de Quebec. Hasta 1,4 millones de clientes se quedaron sin electricidad durante hasta cinco semanas.

Hydro-Québec ha creado unidades de negocio independientes que se ocupan de la generación , transmisión , distribución y construcción. En 2017, la división de producción generó 1.900 millones de dólares de ingresos netos (68,4%), la división de transmisión 0,55 mil millones de dólares (19,4%), la división de distribución 0,33 mil millones de dólares (11,7%) y la división de construcción no generó ningún ingreso. Hydro-Québec redistribuye todas las ganancias al gobierno. En 2017, la corporación de la corona contribuyó con 4 mil millones de dólares al gobierno de Quebec mediante ingresos netos (2.800 millones de dólares), regalías (0.700 millones de dólares), impuestos a los servicios públicos (0.300 millones de dólares) y títulos de deuda (0.200 millones de dólares). ^[22]

En el año 2000, con la aprobación del proyecto de ley 116, que modificó la Ley relativa a la Régie de l'énergie ^[23] , se estableció la separación funcional de las distintas unidades de negocio de Hydro-Québec. La legislación aprobada en 2000 obliga a la división de generación, Hydro-Québec Production, a proporcionar a la división de distribución, Hydro-Québec Distribution, un fondo común anual de hasta 165 TWh de energía más servicios auxiliares, incluidos 13,9 TWh adicionales para pérdidas y una capacidad máxima garantizada de 34.342 MW ^[24] , a un precio fijo de 2,79¢ por kWh. La Ordenanza del Consejo 1277-2001 especifica las cantidades que se deben entregar para cada uno de los 8.760 intervalos horarios, que varían de 11.420 a 34.342 MW. ^[25]

Según el informe anual de 2017, la plantilla estaba formada por 19.786 trabajadores, tanto fijos como temporales, y se contrataron 1.304 trabajadores. ^[26]

En 1981, el gobierno del Parti Québécois redefinió la misión de Hydro-Québec modificando los términos del pacto social de 1944. El gobierno emitió 43.741.090 acciones por valor de 100 dólares canadienses cada una, ^[27] y el estatuto modificado establecía que Hydro-Québec pagaría ahora hasta el 75% de sus ganancias netas en dividendos. ^[28] Esta modificación de la Ley Hydro-Québec inició un debate episódico sobre si Hydro-Québec debería privatizarse total o parcialmente. En los últimos años, el economista Marcel Boyer y el empresario Claude Garcia, ambos asociados con el think tank conservador The Montreal Economic Institute , han planteado a menudo la cuestión, afirmando que la empresa podría ser mejor administrada por el sector privado y que las ganancias de una venta reducirían la deuda pública . ^{[29] [30]}

Sin llegar tan lejos como Boyer y García, Mario Dumont , el jefe de la Acción democrática de Quebec , discutió brevemente la posibilidad de vender una participación minoritaria de Hydro-Québec durante la campaña electoral de 2008. [ ^31] Una encuesta de Léger Marketing realizada en noviembre de 2008 encontró que la mayoría de los encuestados de Quebec (53%) se oponían a su propuesta de vender el 7,5% del capital de la empresa a ciudadanos y empresas de Quebec, mientras que el 38% estaba a favor. ^[32]

Al comentar sobre el tema en el programa de entrevistas de Guy A. Lepage , el ex primer ministro del PQ, Jacques Parizeau, estimó que una idea de este tipo sería bastante impopular en la opinión pública y agregó que los quebequenses suelen considerar a Hydro-Québec como una historia de éxito nacional y una fuente de orgullo. ^[33] Esto podría explicar por qué varias propuestas de privatización en el pasado han recibido poca atención pública. El gobierno liberal ha declarado repetidamente que Hydro-Québec no está a la venta. ^[34]

Al igual que muchos otros economistas, ^{[35] [36]} Yvan Allaire, de la escuela de negocios Hautes études commerciales de Montreal , defiende el aumento de las tarifas eléctricas como una forma de aumentar el dividendo anual del gobierno sin recurrir a la privatización. ^[37] Otros, como el columnista Bertrand Tremblay de Le Quotidien de Saguenay , afirman que la privatización indicaría un regreso a los días en que los recursos naturales de Quebec se vendían en grandes cantidades a extranjeros a precios ridículamente bajos. "Durante demasiado tiempo, escribe Tremblay, Quebec fue una especie de república bananera, que prácticamente regalaba sus recursos forestales e hídricos. A su vez, esos intereses extranjeros exportaban nuestros empleos asociados con el desarrollo de nuestros recursos naturales con la complicidad de los buitres locales". ^[38]

Los académicos de izquierda, como Léo-Paul Lauzon y Gabriel Sainte-Marie de la UQAM , han afirmado que la privatización se haría a expensas de los clientes residenciales, que pagarían tarifas mucho más altas. Dicen que la privatización también sería una traición al pacto social entre el pueblo y su gobierno, y que la provincia estaría vendiéndose a bajo precio al deshacerse de un activo selecto a cambio de una ganancia mínima a corto plazo. ^{[39] [40]}

El 31 de diciembre de 2013, Hydro-Québec Production poseía y operaba 61 plantas hidroeléctricas , incluidas 12 de más de 1000 MW de capacidad, con 26 embalses importantes. ^[42] Estas instalaciones están ubicadas en 13 de las 430 cuencas hidrográficas de Quebec , ^[43] incluidos los ríos Saint Lawrence , Betsiamites , La Grande , Manicouagan , Ottawa , Outardes y Saint-Maurice . ^[44] Estas plantas proporcionan la mayor parte de la electricidad generada y vendida por la empresa.

Las plantas no hidroeléctricas incluyeron la central nuclear Gentilly de 675 MW brutos , un reactor de diseño CANDU que se cerró permanentemente el 28 de diciembre de 2012 ^{[45] , la} central térmica Tracy de 660 MW , una planta alimentada con fueloil pesado que se cerró en marzo de 2011 ^[46] y dos plantas de turbinas de gas de pico , para una capacidad instalada total de 36.971 MW en 2011. ^[47] El costo de generación promedio de Hydro-Québec fue de 2,11 centavos por kWh en 2011. ^[48]

La empresa también compra la mayor parte de la producción de la central generadora Churchill Falls de 5.428 MW en Labrador, bajo un contrato a largo plazo que vence en 2041. ^[49] En 2009, Hydro-Québec compró la participación del 60% propiedad de AbitibiBowater en la planta McCormick (335 MW), ubicada en la desembocadura del río Manicouagan cerca de Baie-Comeau , por 616 millones de dólares canadienses. ^[50]

En 2013, la energía vendida por Hydro-Québec a sus clientes conectados a la red en Quebec y exportada a los mercados vecinos provino casi exclusivamente de fuentes renovables. La energía hidroeléctrica (96,78%) es, con diferencia, la mayor fuente, seguida de la eólica (2,16%) y la biomasa, el biogás y los residuos (0,75%). El resto provino de la generación nuclear (0,19%) y térmica (0,12%). Las emisiones de dióxido de carbono (1.130 toneladas/TWh), dióxido de azufre (4 toneladas/TWh) y óxidos de nitrógeno (10 toneladas/TWh) fueron entre 49 y 238 veces inferiores a la media de la industria en el noreste de América del Norte. La electricidad importada comprada en los mercados representa la mayor parte de estas emisiones. ^[41]

La experiencia de Hydro-Québec en la construcción y operación de una red eléctrica de muy alto voltaje que se extiende a lo largo de largas distancias ha sido reconocida desde hace mucho tiempo en la industria eléctrica. ^{[52] [53]} TransÉnergie, la división de transmisión de Hydro-Québec, opera la red de transmisión de electricidad más grande de América del Norte. Actúa como operador independiente del sistema y coordinador de confiabilidad para la interconexión de Quebec del sistema de la Corporación de Confiabilidad Eléctrica de América del Norte , y es parte del Consejo de Coordinación de Energía del Noreste (NPCC). TransÉnergie administra el flujo de energía en la red de Quebec y garantiza un acceso no discriminatorio a todos los participantes involucrados en el mercado mayorista. ^[54] La política de acceso no discriminatorio permite a una empresa como Nalcor vender parte de su participación en la energía de Churchill Falls en el mercado abierto en el estado de Nueva York utilizando la red de TransÉnergie, previo pago de una tarifa de transmisión. ^{[55] [56]}

En los últimos años, la unidad Contrôle des mouvements d'énergie (CMÉ) de TransÉnergie ha estado actuando como coordinador de confiabilidad de la red eléctrica a granel para Quebec en su conjunto, en virtud de un acuerdo bilateral entre la Régie de l'énergie du Québec y la Comisión Federal Reguladora de Energía de los Estados Unidos. ^[57]

La red de alta tensión de TransÉnergie se extiende a lo largo de 33.630 km (20.900 mi), incluyendo 11.422 km (7.097 mi) de líneas de 765 y 735 kV , y una red de 514 subestaciones. ^[58] Está conectada a las provincias canadienses vecinas y a los Estados Unidos por 17 enlaces, con una capacidad máxima de recepción de 10.850 MW ^{[nota 2]} y una capacidad máxima de transmisión de 7.994 MW. ^[59]

La red de TransÉnergie opera de manera asincrónica con respecto a la de sus vecinos en la Interconexión Oriental . Si bien Quebec utiliza la misma frecuencia de 60 hertz que el resto de América del Norte, su red no utiliza la misma fase que las redes circundantes. ^[60] TransÉnergie depende principalmente de convertidores HVDC back to back para exportar o importar electricidad de otras jurisdicciones.

Esta característica de la red de Quebec permitió que Hydro-Québec se mantuviera ilesa durante el apagón del noreste del país del 14 de agosto de 2003 , con la excepción de cinco plantas hidroeléctricas en el río Ottawa conectadas radialmente a la red de Ontario en ese momento. ^[61] Se ha puesto en servicio una nueva interconexión HVDC de 1250 MW en la subestación de Outaouais, en L'Ange-Gardien , cerca de la frontera con Ontario . La nueva interconexión ha estado en línea desde 2009 y la línea de 315 kV está en pleno funcionamiento desde 2010. ^[60]

Una desventaja de la red TransÉnergie son las grandes distancias que separan los sitios de generación y los principales mercados de consumo. Por ejemplo, la subestación Radisson une las plantas del proyecto James Bay con la estación Nicolet, cerca de Sainte-Eulalie , al sur del río San Lorenzo, a más de 1.200 kilómetros de distancia. ^[62]

En 2011, TransÉnergie invirtió 1.300 millones de dólares canadienses en gastos de capital, incluidos 460 millones de dólares canadienses para ampliar su red. ^[63]

Además del nuevo vínculo con Ontario, la compañía planea construir un nuevo enlace de corriente continua de 1200 MW entre la subestación Des Cantons en Windsor, Quebec en Eastern Townships de Quebec y Deerfield, New Hampshire , con una terminal de conversión HVDC construida en Franklin, New Hampshire . ^[64] El segmento estadounidense de la línea de US$1.1 mil millones, ^[65] sería construido por Northern Pass Transmission LLC , una asociación entre Northeast Utilities (75%) y NSTAR (25%). ^[66] Para seguir adelante, el proyecto debe recibir la aprobación regulatoria en Quebec y los Estados Unidos. La línea de transmisión propuesta podría estar en funcionamiento en 2015. ^[67] Según Jim Robb, un alto ejecutivo de Northeast Utilities, Nueva Inglaterra podría cumplir con un tercio de sus compromisos de la Iniciativa Regional de Gases de Efecto Invernadero con la energía hidroeléctrica que provenga de esta nueva línea eléctrica solamente. ^[68]

Hydro-Québec Distribution se encarga de las ventas minoristas a la mayoría de los clientes en Quebec. Opera una red de 112.089 kilómetros (69.649 millas) de líneas de media y baja tensión . ^[69] La división es el único distribuidor eléctrico en toda la provincia, con la excepción de 9 redes de distribución municipales (en Alma , Amos , Baie-Comeau , Coaticook , Joliette , Magog , Saguenay , Sherbrooke y Westmount ) y la cooperativa eléctrica de Saint-Jean-Baptiste de Rouville . ^[70]

Hydro-Québec Distribution compra la mayor parte de su energía del fondo común de 165 TWh proporcionado por Hydro-Québec Production a 2,79 ¢/ kWh . La división suele comprar energía adicional mediante la celebración de contratos a largo plazo tras una convocatoria pública de licitación. Para necesidades a corto plazo, también compra energía de los sistemas vecinos a precios de mercado. Como último recurso, Hydro-Québec Production también puede proporcionar un alivio a corto plazo. ^[71] Los contratos de suministro por encima y más allá del fondo común deben ser aprobados por la Régie de l'énergie du Québec y sus costos se trasladan a los clientes.

La división firmó un contrato de cogeneración de gas natural por 507 MW en 2003, tres contratos de biomasa forestal (47,5 MW) en 2004 y 2005, y diez contratos de energía eólica (2.994 MW) en 2005 y 2008, todos ellos con productores del sector privado. También firmó dos contratos flexibles con Hydro-Québec Production (600 MW) en 2002. ^[72]

Hydro-Québec Distribution también se encarga de la producción de energía en comunidades remotas que no están conectadas a la red eléctrica principal. La división opera una represa hidroeléctrica fuera de la red que abastece a comunidades de la costa norte inferior y 23 pequeñas centrales eléctricas diésel en las Islas de la Magdalena , en Haute-Mauricie y en Nunavik .

En abril de 2011, el gobierno de Quebec publicó un plan para fomentar la adopción de vehículos eléctricos, estableciendo como objetivo que el 25% de los automóviles vendidos en 2020 fueran eléctricos. El plan también exigía que la empresa provincial de servicios públicos Hydro-Quebec desarrollara una estrategia para el despliegue de infraestructura de carga pública. ^[73] Esto dio lugar a la creación de "El Circuito Eléctrico" ( en francés : Le Circuit Électrique ), la red pública más grande de estaciones de carga para vehículos eléctricos en Quebec . ^[74] Las primeras 30 estaciones de carga se pusieron en funcionamiento en marzo de 2012. ^{[75] [76]} El primer cargador rápido de 400 V de la red se instaló en 2013. ^[77]

A partir de 2019, The Electric Circuit ofrece 2389 estaciones de carga públicas en Quebec y el este de Ontario . ^[78] El uso también es compatible con los adaptadores de red FLO y New Brunswick E-charge. ^{[ cita requerida ]}

Hydro-Québec ha realizado importantes inversiones en investigación y desarrollo durante los últimos 40 años. Además de financiar la investigación universitaria, la empresa es la única empresa eléctrica de América del Norte que opera su propio instituto de investigación a gran escala, L' Institut de recherche d'Hydro-Québec (IREQ). Establecido por Lionel Boulet en 1967, el centro de investigación está ubicado en Varennes , un suburbio en la costa sur de Montreal . ^[79] IREQ opera con un presupuesto anual de investigación de aproximadamente C$100 millones ^[80] y se especializa en las áreas de alto voltaje, mecánica y termomecánica, simulaciones de redes y calibración. ^[81]

Las investigaciones realizadas por científicos e ingenieros en IREQ han ayudado a prolongar la vida útil de las represas, mejorar el rendimiento de las turbinas hidráulicas , automatizar la gestión de la red y aumentar la capacidad de transmisión de líneas eléctricas de alto voltaje. ^[82]

En 1988 se inauguró otro centro de investigación, el Laboratoire des Technologies de l'énergie (LTE) en Shawinigan ^[83] , para adaptar y desarrollar nuevos productos y ayudar a los clientes industriales a mejorar su eficiencia energética . ^[84]

En los últimos 20 años, el instituto también ha llevado a cabo trabajos de investigación y desarrollo para la electrificación del transporte terrestre . Los proyectos actuales incluyen materiales para baterías , incluido el trabajo innovador sobre fosfato de hierro y litio y nanotitanato, ^[85] trenes de transmisión eléctricos mejorados y los efectos del despliegue a gran escala de vehículos eléctricos en la red eléctrica . ^[86] Los proyectos se centran en tecnologías para aumentar la autonomía , mejorar el rendimiento en climas fríos y reducir el tiempo de carga . ^[87]

Hydro-Québec ha sido criticada por no haber aprovechado algunas de sus innovaciones. Un concepto de motor de rueda eléctrico que tocó la fibra sensible de los quebequenses, ^{[88] cuyo} primer prototipo fue creado en 1994 por Pierre Couture, un ingeniero y físico que trabajaba en IREQ, es una de ellas. ^{[89] [90]} El heredero del motor de rueda Couture es comercializado ahora por TM4 Electrodynamic Systems , una empresa derivada creada en 1998 ^[91] que ha cerrado acuerdos con las francesas Dassault y Heuliez para desarrollar un coche eléctrico, el Cleanova , del que se construyeron prototipos en 2006. ^[92] Hydro-Québec anunció a principios de 2009 en el Salón Internacional del Automóvil de Montreal que su motor había sido elegido por Tata Motors para equipar una versión de demostración de su modelo Indica , que se probará en carretera en Noruega . ^{[93] [94]}

La división Hydro-Québec Équipement actúa como contratista principal de la empresa en las principales obras de construcción, con excepción de los trabajos realizados en el territorio cubierto por el Acuerdo de la Bahía James y el Norte de Quebec , que están asignados a la filial Société d'énergie de la Baie James .

La construcción de un complejo de cuatro centrales hidroeléctricas en el río Romaine ( 1.550 MW ) comenzó el 13 de mayo de 2009. ^[95] Está previsto que las plantas se construyan y pongan en funcionamiento entre 2014 y 2020. ^[96]

En su discurso inaugural de marzo de 2009 , el primer ministro de Quebec, Jean Charest, anunció que su gobierno tiene la intención de desarrollar aún más el potencial hidroeléctrico de la provincia. ^[97] El llamado a un mayor desarrollo de la capacidad de generación hidroeléctrica y de otras fuentes renovables se ha implementado en el plan estratégico 2009-2013 de la empresa, publicado el 30 de julio de 2009. Hydro-Québec planea mejoras de capacidad en las centrales Jean-Lesage (120 MW) y René-Lévesque (210 MW) y una tercera unidad en la planta SM-3 (440 MW). La empresa también realizará estudios técnicos y ambientales y emprenderá consultas con las comunidades locales para construir nuevas instalaciones en los ríos Little Mecatina (1.200 MW) y Magpie (850 MW) en la costa norte, y reactivar el proyecto Tabaret (132 MW) en la región de Abitibi-Témiscamingue , en el oeste de Quebec. ^[98]

Las primeras incursiones de Hydro-Québec fuera de sus fronteras comenzaron en 1978. Se creó una nueva filial, Hydro-Québec International, para comercializar en el extranjero los conocimientos técnicos de la empresa en los campos de la distribución, generación y transmisión de electricidad. La nueva empresa aprovechó el conjunto de conocimientos técnicos existentes en la empresa matriz. ^[99]

Durante los siguientes 25 años, Hydro-Québec fue particularmente activa en el extranjero con inversiones en redes de transmisión y generación de electricidad: Transelec en Chile , ^[100] el Cross Sound Cable en los Estados Unidos , ^[53] el Consorcio Transmantaro en Perú , Hidroeléctrica Río Lajas en Costa Rica , Murraylink en Australia y la central generadora Fortuna en Panamá . ^[101]

Tuvo brevemente una participación del 17% en SENELEC, la empresa eléctrica de Senegal , cuando el gobierno senegalés decidió vender parte de la empresa a un consorcio liderado por la empresa francesa Elyo, una subsidiaria del Grupo Suez Lyonnaise des Eaux , en 1999. ^[102] La transacción fue cancelada en 2000 tras la elección del presidente Abdoulaye Wade . ^[103]

También en 1999, Hydro-Québec International adquirió una participación del 20% en la Meiya Power Company en China por 83 millones de dólares canadienses. ^[102] La compañía mantuvo esta participación hasta julio de 2004. ^[104] La experiencia de la compañía fue solicitada por varios desarrolladores hidroeléctricos en todo el mundo, incluida la presa de las Tres Gargantas , donde los empleados de Hydro capacitaron a ingenieros chinos en los campos de gestión, finanzas y represas. ^[105]

Entre 2003 y 2006, Hydro-Québec se retiró gradualmente de las operaciones internacionales y vendió todas sus inversiones extranjeras obteniendo ganancias. El producto de estas ventas se abonó al Fondo de las Generaciones del gobierno, un fondo fiduciario creado por la provincia para aliviar el efecto de la deuda pública sobre las generaciones futuras. ^[106]

En 2022, Hydro-Québec, a través de su filial estadounidense HQI US Holding, adquirió Great River Hydro, LLC. por la suma de 2.200 millones de dólares estadounidenses. ^[107]

La construcción y operación de instalaciones de generación, transmisión y distribución de electricidad tiene efectos ambientales y las actividades de Hydro-Québec no son una excepción. El desarrollo hidroeléctrico afecta el entorno natural donde se construyen las instalaciones y a las personas que viven en la zona. Por ejemplo, el desarrollo de nuevos embalses aumenta el nivel de mercurio en lagos y ríos, lo que afecta a la cadena alimentaria. ^[109] Aumenta temporalmente la emisión de gases de efecto invernadero de los embalses ^[110] y contribuye a la erosión de las costas.

Además, las instalaciones hidroeléctricas transforman el entorno humano: crean nuevos obstáculos a la navegación, inundan zonas tradicionales de caza y captura, obligan a la población a cambiar sus hábitos alimentarios debido al elevado contenido de mercurio de algunas especies de peces, destruyen artefactos invaluables que ayudarían a rastrear la presencia humana en el territorio y perturban la sociedad y la cultura de los pueblos aborígenes que viven cerca de las instalaciones.

Desde principios de los años 1970, Hydro-Québec ha sido consciente de las externalidades ambientales de sus operaciones. La adopción de una ley de Quebec sobre calidad ambiental en 1972, la cancelación del Proyecto Champigny, una planta de almacenamiento por bombeo planificada en el valle del río Jacques-Cartier en 1973, y las negociaciones de la Bahía James que condujeron al Acuerdo de la Bahía James y el Norte de Quebec en 1975, obligaron a la empresa a reconsiderar sus prácticas. ^[111]

Para abordar las preocupaciones ambientales, Hydro-Québec estableció un comité de protección ambiental en 1970 y una unidad de gestión ambiental en septiembre de 1973. ^[112] Su mandato es estudiar y medir los efectos ambientales de la empresa, preparar evaluaciones de impacto y desarrollar estrategias de mitigación para instalaciones nuevas y existentes, al tiempo que realiza proyectos de investigación en estas áreas, en cooperación con la comunidad científica.

A finales de los años 70, la empresa creó una red de 27 estaciones de vigilancia para medir los efectos del Proyecto James Bay ^[114], que proporcionan una gran cantidad de datos sobre los entornos del norte. Los primeros 30 años de estudios en la zona de James Bay han confirmado que los niveles de mercurio en los peces aumentan de 3 a 6 veces durante los primeros 5 a 10 años después de la inundación de un embalse, pero luego vuelven gradualmente a sus valores iniciales después de 20 a 30 años. Estos resultados confirman estudios similares realizados en otras partes de Canadá, Estados Unidos y Finlandia. ^[113] Las investigaciones también han demostrado que es posible reducir la exposición humana al mercurio incluso cuando el pescado constituye una parte importante de la dieta de una población. Los riesgos de exposición se pueden mitigar sin reducir excesivamente el consumo de pescado, simplemente evitando ciertas especies y lugares de pesca. ^[113]

A pesar de que la transformación de un entorno terrestre en un entorno acuático constituye un cambio importante y que las inundaciones provocan el desplazamiento o la muerte de animales no migratorios, los entornos ribereños perdidos por las inundaciones son parcialmente reemplazados por otros nuevos en las orillas expuestas de los ríos de caudal reducido. La diversidad biológica de las islas del embalse es comparable a la de otras islas de la zona y la zona de reducción del caudal del embalse es utilizada por una gran variedad de fauna silvestre. La población de especies migratorias de interés, como el caribú, ha aumentado incluso hasta el punto de que se ha ampliado la caza. ^[115]

Las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) aumentan significativamente durante algunos años después de la construcción de los embalses, y luego se estabilizan después de 10 años a un nivel similar al de los lagos circundantes. ^[110] Las emisiones brutas de GEI de los embalses en el área de la bahía de James fluctúan alrededor de 30.000 toneladas de CO ₂ equivalente por TWh de energía generada. ^[116] Hydro-Québec afirma que sus plantas hidroeléctricas liberan 35 veces menos GEI que las plantas de gas comparables y 70 veces menos que las de carbón y que constituyen la "opción con el mejor rendimiento" en general. ^[110]

Otra preocupación ambiental importante se relaciona con la población de las áreas afectadas por el desarrollo hidroeléctrico, específicamente los innu de la costa norte y los cree e inuit en el norte de Quebec. Los desarrollos hidroeléctricos del último cuarto del siglo XX han acelerado el proceso de asentamiento entre las poblaciones aborígenes que comenzó en la década de 1950. Entre las razones citadas para la creciente adopción de un estilo de vida sedentario entre estos pueblos se encuentran el establecimiento de negocios aborígenes, la introducción de mano de obra remunerada y la inundación de tierras tradicionales de captura y pesca con trampas por los nuevos embalses, junto con el funcionamiento de los servicios sociales y educativos administrados por las propias comunidades en virtud del Acuerdo de la Bahía James y el Norte de Quebec . ^[115]

Algunas comunidades autóctonas, en particular los crees, han llegado a un punto en el que "se parecen cada vez más a la sociedad industrializada del Sur", señala un informe de Hydro-Québec que resume las investigaciones realizadas en la zona entre 1970 y 2000. El informe añade que se observó un fenómeno similar tras la construcción de carreteras y plantas hidroeléctricas cerca de comunidades aisladas en el norte de Canadá y Escandinavia. Sin embargo, tras el fin de los grandes proyectos de construcción en los años 1990, los problemas sociales y el aumento del desempleo han aumentado. El informe concluye que el futuro desarrollo económico y social de la zona "dependerá en gran medida de la voluntad de cooperación entre los distintos actores". ^[115]

Tras el fuerte rechazo del proyecto Suroît y su posterior cancelación en noviembre de 2004, Hydro-Québec, bajo el liderazgo de su nuevo director general Thierry Vandal , reafirmó el compromiso de Hydro-Québec con la eficiencia energética, la energía hidroeléctrica y el desarrollo de energías alternativas. ^[117] Desde entonces, Hydro-Québec subraya regularmente tres criterios para cualquier nuevo desarrollo hidroeléctrico emprendido por la empresa: los proyectos deben ser rentables, ambientalmente aceptables y bien recibidos por las comunidades. ^[71] Hydro-Québec también ha participado en una serie de iniciativas de desarrollo sostenible desde finales de los años 1980. Su enfoque se basa en tres principios: desarrollo económico, desarrollo social y protección del medio ambiente. ^[118] Desde 2007, la empresa se adhiere a la Global Reporting Initiative ^[119] , que rige la recopilación y publicación de información sobre el desempeño de la sostenibilidad. La empresa emplea a 250 profesionales y gerentes en el campo ambiental y ha implementado un sistema de gestión ambiental certificado ISO 14001. ^[120]

Además, la Nación Innu presentó una demanda de 4 mil millones de dólares contra Hydro-Québec en octubre de 2020 para recibir una compensación por los daños causados ​​por la central generadora de Churchill Falls . ^[121]

A finales de 2010, Hydro-Québec atendía a 4.060.195 clientes ^[122] agrupados en tres grandes categorías: residencial y agrícola (tarifa D), comercial e institucional (tarifa G) e industrial (tarifas M y L). La categoría Otros incluye los sistemas de alumbrado público y los sistemas de distribución municipales.

La Régie de l'énergie fija anualmente una docena de tarifas de distribución tras audiencias públicas. La fijación de precios se basa en el coste de suministro, que incluye el coste de suministro y transmisión, la depreciación de los activos fijos y las provisiones para el mantenimiento de las instalaciones, el crecimiento de la clientela y un margen de beneficio.

Las tarifas son uniformes en todo Quebec y se basan en el tipo de consumidor y el volumen de consumo. Todas las tarifas varían por bloques para mitigar cualquier efecto de subsidio cruzado entre clientes residenciales, comerciales e industriales.

Las tarifas minoristas de Hydro-Québec se encuentran entre las más bajas de América del Norte. ^[123] Después de un congelamiento de tarifas de cinco años, entre el 1 de mayo de 1998 y el 1 de enero de 2004, ^[124] la Régie otorgó aumentos de tarifas en 8 ocasiones entre 2004 y 2010 por un total de 18,4%. ^[125] Más recientemente, el regulador ordenó dos reducciones sucesivas de tarifas en 2011 (0,4%) y 2012 (0,5%). Sin embargo, se espera que las tarifas aumenten un 3,7% al año desde 2014 hasta 2018 para reflejar un aumento gradual de la electricidad del fondo común anunciado en el presupuesto de Quebec de 2010. ^[126]

El consumo medio de los clientes residenciales y agrícolas es relativamente alto, 16.857 kWh al año en 2011, ^[122] debido al uso generalizado de la electricidad como fuente principal de calefacción de espacios (77%) y de agua (90%). ^[127] Hydro-Québec estima que la calefacción representa más de la mitad de la demanda de electricidad en el sector residencial. ^[128]

Esta preferencia por la calefacción eléctrica hace que la demanda de electricidad sea más impredecible, pero ofrece algunos beneficios ambientales. A pesar del clima muy frío de Quebec en invierno, las emisiones de gases de efecto invernadero en el sector residencial representaron solo el 5,5% (4,65 Mt de CO
₂eq.) de todas las emisiones en Quebec en 2006. Las emisiones del sector residencial en Quebec cayeron un 30% entre 1990 y 2006. ^[129]

El uso residencial de la electricidad fluctúa de un año a otro y está fuertemente correlacionado con el clima. Contrariamente a la tendencia en las redes vecinas, el sistema de Hydro-Québec tiene picos de consumo en invierno . Un nuevo récord histórico de consumo se estableció el 23 de enero de 2013 con una carga de 38.910 MW . ^[130] Los récords anteriores se establecieron el 24 de enero de 2011 con 37.717 MW , el 16 de enero de 2009, con una carga de 37.230 MW , ^{[131] [132]} y el 15 de enero de 2004 cuando el pico alcanzó los 36.268 MW . ^[133]

El precio de la electricidad para residencias y granjas incluye una cuota de suscripción diaria de 40,64¢ y dos niveles de precios según el consumo. Las tarifas incluyen todo: electricidad, costos de transmisión y distribución, pero están sujetas al Impuesto sobre bienes y servicios (GST) y al Impuesto sobre ventas de Quebec (QST). ^[134] A partir del 1 de abril de 2012, los clientes pagan 5,32¢/kWh por los primeros 30 kWh diarios, mientras que el resto se vende a 7,51¢/kWh. ^[135] La factura mensual promedio para un cliente residencial fue de aproximadamente C$100 en 2008. ^[136]

Las lecturas de los medidores eléctricos se realizan normalmente cada dos meses y las facturas son bimestrales. Sin embargo, la empresa ofrece un Plan de Pago Igualado opcional que permite a los clientes residenciales pagar sus costos anuales de electricidad en 12 cuotas mensuales, según los patrones de consumo anteriores de la dirección actual del cliente y la temperatura promedio en esa ubicación. ^[137]

En 2007, Hydro-Québec se retiró de una iniciativa del gobierno canadiense para instalar medidores inteligentes en toda la provincia, afirmando que sería "demasiado costoso para generar ahorros reales". ^[138] Desde entonces, Hydro-Québec organizó un proyecto piloto de 2 años, en el que participaron 2000 clientes en 4 ciudades, con medición horaria . Un informe, presentado ante la Régie de l'énergie , en el verano de 2010 concluyó que el efecto de la fijación de precios de costo marginal con tres niveles de precios en el invierno conduciría a un ahorro mínimo de carga y energía. ^[139] La empresa pretende implementar gradualmente una Infraestructura de Medición Avanzada (AMI) entre 2011 y 2017. Los primeros esfuerzos se centrarán en la transferencia de datos de los medidores, la conexión y desconexión, la detección de cortes y la reducción de robos. ^[140]

Desde hace más de un siglo, el desarrollo industrial de Quebec se ha visto estimulado por la abundancia de recursos hidroeléctricos. La energía representa un gasto significativo en los sectores de la pulpa y el papel y del aluminio, dos industrias con una larga tradición en Quebec. En 2010, los clientes industriales compraron a Hydro-Québec 68,4 TWh, lo que representa el 40,4% de toda la electricidad vendida por la empresa en el mercado nacional. ^[141]

El gobierno de Quebec utiliza tarifas eléctricas bajas para atraer nuevas empresas y consolidar los empleos existentes. A pesar de su obligación legal de vender energía eléctrica a toda persona que la solicite, la provincia se ha reservado el derecho de conceder grandes asignaciones de carga a las empresas caso por caso desde 1974. El umbral se fijó en 175 MW entre 1987 y 2006 ^[142] y se redujo a 50 MW en la estrategia energética del gobierno para 2006-2015. ^[143]

Los grandes usuarios industriales pagan una tarifa más baja que los clientes domésticos y comerciales, debido a los menores costos de distribución. En 2010, los mayores usuarios industriales, los clientes de Tarifa L , pagaban un promedio de 4,66¢/kWh, mientras que las empresas con contratos especiales pagaban 3,07¢/kWh. ^[144]

En 1987, Hydro-Québec y el gobierno de Quebec acordaron una serie de acuerdos controvertidos con los gigantes del aluminio Alcan y Alcoa . Estos contratos de reparto de riesgos fijaban el precio de la electricidad en función de una serie de factores, incluidos los precios mundiales del aluminio y el valor del dólar canadiense ^[145]. Esos acuerdos están siendo reemplazados gradualmente por uno basado en tarifas publicadas.

El 10 de mayo de 2007, el gobierno de Quebec firmó un acuerdo con Alcan. El acuerdo, que sigue vigente a pesar de la fusión de la empresa con Rio Tinto Group , renueva la concesión de los derechos de agua en los ríos Saguenay y Peribonka. A cambio, Alcan ha aceptado invertir en sus instalaciones de Quebec y mantener los puestos de trabajo y su sede corporativa en Montreal. ^[146]

El 19 de diciembre de 2008, Hydro-Québec y Alcoa firmaron un acuerdo similar. Este acuerdo, que expira en 2040, mantiene el suministro de electricidad a las tres fundiciones de aluminio de Alcoa en la provincia, ubicadas en Baie-Comeau , Bécancour y Deschambault-Grondines . Además, el acuerdo permitirá a Alcoa modernizar la planta de Baie-Comeau, lo que aumentará su capacidad de producción en 110.000 toneladas al año, hasta un total de 548.000 toneladas. ^[147]

Varios economistas, entre ellos Jean-Thomas Bernard y Gérard Bélanger, de la Universidad Laval , han cuestionado la estrategia del gobierno y sostienen que las ventas a grandes clientes industriales son muy costosas para la economía de Quebec. En un artículo publicado en 2008, los investigadores estiman que, en el régimen actual, un empleo en una nueva fundición de aluminio o un proyecto de expansión cuesta a la provincia entre 255.357 y 729.653 dólares canadienses al año, teniendo en cuenta el dinero que podría ganarse vendiendo el exceso de electricidad en el mercado de Nueva York. ^[148]

Este argumento es rebatido por los grandes clientes industriales, que señalan que los datos de 2000 a 2006 indican que los precios de exportación de electricidad son más bajos cuando las cantidades aumentan, y viceversa. "Observamos que cuanto más exportamos, menos lucrativo resulta", afirma Luc Boulanger, presidente de la asociación que representa a los grandes clientes industriales de Quebec. En su opinión, la alta volatilidad de los mercados de electricidad y las limitaciones físicas de la infraestructura de transmisión reducen las cantidades de electricidad que se pueden exportar cuando los precios son más altos. ^[149]

Hydro Quebec ganó la atención de los mineros de Bitcoin en 2018 después de la ofensiva contra la minería en China. ^[150] La provincia tiene un excedente de energía equivalente a 10 teravatios hora por año. ^[150]

En este artículo falta información sobre los planes de construcción de una línea que conecte el sistema Hydro-Québec con Maine. Amplíe el artículo para incluir esta información. Puede que existan más detalles en la página de discusión . ( Marzo de 2021 )

Hydro-Québec vende parte de su excedente de electricidad a sistemas vecinos en Canadá y Estados Unidos en virtud de contratos a largo plazo y transacciones en los mercados de energía a granel de Nueva Inglaterra, Nueva York y Ontario . En 2017, los ingresos netos por exportaciones ascendieron a 1.651 millones de dólares por un total de 34,4 TWh enviados a Nueva Inglaterra (53%), Nueva York (23%), Ontario (13%) y otros (5%). ^{[158] [159]}

Aunque la mayoría de las ventas de exportación son ahora transacciones de corto plazo, Hydro-Québec ha celebrado contratos de exportación de largo plazo en el pasado. La corporación tiene 15 interconexiones a mercados vecinos. En 1990, la empresa firmó un acuerdo de 328 MW con un grupo de 13 distribuidores eléctricos en Vermont . El 11 de marzo de 2010, las dos mayores empresas de servicios públicos de Vermont, Green Mountain Power y Central Vermont Public Service, celebraron un acuerdo provisional de 26 años con Hydro-Québec para comprar hasta 225 MW de energía hidroeléctrica entre 2012 y 2038. El memorando de entendimiento prevé un mecanismo de suavización de precios que protege a los clientes de Vermont de los picos de precios del mercado. El acuerdo está supeditado a la promulgación que designa a las grandes centrales hidroeléctricas como "energía renovable". ^[160]

En 2015, Hydro-Quebec y el Operador Independiente del Sistema Eléctrico de Ontario (IESO) firmaron un acuerdo de distribución de capacidad estacional de 500 MW. Ontario ha aumentado su capacidad en invierno y ha sufrido escasez en verano. Quebec ha aumentado su capacidad en verano y ha sufrido escasez en invierno. Por lo tanto, el acuerdo sirve para lograr una solución rentable para ambas provincias. Además, en 2016 (IESO) e Hydro-Quebec firmaron un nuevo acuerdo a largo plazo a partir de 2017 hasta 2023. El acuerdo enviará 2 TWh por año a Ontario. Por otro lado, Quebec debería recibir capacidad de Ontario durante la demanda máxima del invierno. ^[161]

De 1944 a 1978, la dirección de Hydro-Québec estaba compuesta por cinco comisarios, uno de ellos en calidad de presidente.

• Edificio Hydro-Québec
• Proyecto de la bahía de James
• Sistema de transmisión de electricidad de Hydro-Québec
• Cronología de la historia de Quebec

• Karim Zaghib

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• Sitio web oficial
• Ley Hydro-Québec