Hydro-Québec

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 directivos en las empresas hidroeléctricas. ^{[ 5 ]} En 1944, la empresa Montreal Light, Heat & Power fue nacionalizada, junto con su filial, 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 anuales en electrificación rural. ^{[ 5 ]} 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. ^{[ 6 ]} Se crearon cooperativas locales para llevar energía a las zonas rurales. Duplessis permaneció en el poder hasta 1960, y durante ese tiempo no hubo más nacionalizaciones de empresas, y Hydro-Québec prestó servicio principalmente a la zona de Montreal .

Entre los proyectos principales se incluyen:

• Central hidroeléctrica Bersimis-1, terminada en 1956, 1.125 MW
• La central hidroeléctrica Bersimis-2 se completó en 1959, con una capacidad de 845 MW.
• La central hidroeléctrica de Beauharnois se terminó de construir en 1961 y tiene una potencia de 1.903 MW.
• Central hidroeléctrica Carillon, construida entre 1959 y 1964, 752 MW.

Entre 1944 y 1962, la capacidad instalada de Hydro-Québec aumentó de 616 a 3661 MW ^{[ 7 ]} mientras reducía a la mitad las tarifas eléctricas residenciales en el área de Montreal . ^{[ 8 ]}

El reinado conservador de Duplessis , ahora conocido como el Grande Noirceur , terminó cuando murió en el cargo en 1959. La posterior elección 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 EE. UU. prestó a Quebec 300 millones de dólares. Los fondos se utilizaron para adquirir compañías eléctricas independientes. ^{[ 10 ]} El nuevo gobierno le dio a Hydro-Québec un mandato exclusivo para desarrollar nuevos sitios. En 1963 el gobierno lo autorizó a adquirir distribuidores privados de electricidad, incluyendo la Compañía Eléctrica de Gatineau y la Compañía de Agua y Energía de Shawinigan Hydro-Québec logró un alcance en toda la provincia. ^{[ 11 ]} 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 dólares. De ese préstamo, 60 millones de dólares se destinaron a Hydro-Québec. El préstamo generó controversia en la legislatura de Quebec. ^{[ 10 ]} Entre los principales proyectos durante este período se incluyen:

• El proyecto Manicougan-Outardes, un complejo hidroeléctrico de 7 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 denominadas 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 . ^{[ 12 ]}
• Central hidroeléctrica Churchill Falls , 5428 MW. La central está en Labrador y el gobierno de Quebec negoció un contrato por el cual Hydro-Québec compra energía del proyecto a precios de 1969 hasta el año 2041. ^{[ 13 ] [ 14 ]} Ese contrato había sido fuente de conflicto entre las dos provincias. ^{[ 15 ]} En diciembre de 2024, el primer ministro de Terranova, Andrew Furey , y el primer ministro de Quebec, François Legault, firmaron un Memorando de Entendimiento de 50 años que no rescindiría el contrato original, pero que implicaba que Hydro-Québec pagara a la empresa operadora de Churchill Falls una cantidad fija por encima del precio original contratado en 1969, manteniéndose muy por debajo del valor justo de mercado de la electricidad. Si ambas provincias lo ratificaran, Hydro-Québec pagaría un promedio de 2,7 centavos por kilovatio-hora por la electricidad de CF hasta 2075. ^{[ 16 ]}
• Fase I del Proyecto de la Bahía de James .
• Hydro-Québec colaboró ​​con Atomic Energy of Canada Limited para construir la central nuclear de Gentilly , equipada con el reactor CANDU , que cerró sus puertas en 2012.

Debido a la situación económica, la demanda de electricidad disminuyó significativamente a principios de la década de 1980, lo que provocó cambios estructurales en Hydro-Québec. Se convirtió en una sociedad anónima cuyo único accionista es el Gobierno de Quebec , al que paga un dividendo anual. También se le otorgó el mandato de exportar energía y trabajar en cualquier campo relacionado con la energía. ^{[ 17 ]}

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

La fase II del Proyecto de la Bahía de James comenzó en 1987 y tardó nueve años en completarse. La construcción de la presa Denis-Perron comenzó en 1994.

Al igual que sus homólogas en el sector de servicios públicos de Norteamérica, Hydro-Québec se reorganizó a finales de la década de 1990 para cumplir con la desregulación de la electricidad en Estados Unidos. La división de transmisión, TransÉnergie , fue la primera en escindirse en 1997, en respuesta a la publicación de la Orden 888 por parte de la Comisión Federal Reguladora de Energía de Estados Unidos. ^{[ 18 ]} Ese mismo año, la Comisión Federal Reguladora de Energía de 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 en Noverco , controladora de la distribuidora de gas natural Énergir , para participar en ese mercado en el noreste de Norteamérica. ^{[ 19 ]}

En 2002, el Acuerdo sobre una Nueva Relación entre la Nación Cree y el Gobierno de Quebec, suscrito entre el Gran Consejo de los Cree y el gobierno de Quebec, hizo posible el desarrollo del embalse de Eastmain . Las centrales hidroeléctricas Eastmain-1-A y Sarcelle , así como el proyecto de desvío del río Rupert, se completaron por 5.000 millones de dólares canadienses. Esto proporcionará energía hidráulica a las turbinas de las centrales hidroeléctricas Eastmain-1 , Eastmain-1-A y Sarcelle , y aumentará el caudal en la central hidroeléctrica La Grande-1, así como en las centrales 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, 480 MW
• Rapide-des-Cœurs en 2009, 76 MW.
• Chute-Allard en 2009, 62 MW
• Mercier en 2009, 55 MW.
• Bernard-Landry en 2012, 768 MW
• La Sarcelle en 2013, 150 MW.
• Romaine-2 en 2014, 640 MW.
• Romaine-1 en 2015, 270 MW.
• Romaine-3 en 2017, 395 MW.
• Romaine-4 en 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 provocó la activación de los interruptores de la red de transmisión, causando un apagón de nueve horas en todo Quebec.

Durante la tormenta de hielo que azotó Norteamérica en 1998 , cinco días de lluvia helada provocaron el colapso de 600 kilómetros (370 millas) de líneas eléctricas de alta tensión y más de 3000 kilómetros (1900 millas) 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 un máximo de cinco semanas.  

Hydro-Québec ha creado unidades de negocio separadas que se ocupan de la generación , transmisión , distribución y construcción. En 2017, la división de producción generó 1900 millones de dólares de ingresos netos (68,4%), la división de transmisión 550 millones de dólares (19,4%), la división de distribución 330 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 estatal aportó 4000 millones de dólares al gobierno de Quebec mediante ingresos netos (2800 millones de dólares), regalías (700 millones de dólares), impuesto a los servicios públicos (300 millones de dólares) y títulos de deuda (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 ]} para establecer la separación funcional de las diversas unidades de negocio de Hydro-Québec. La legislación aprobada en 2000 compromete a la división de generación, Hydro-Québec Production, a proporcionar a la división de distribución, Hydro-Québec Distribution, un fondo anual de hasta 165 TWh de energía más servicios auxiliares, incluidos 13,9 TWh adicionales por pérdidas y una capacidad máxima garantizada de 34 342 MW ^{[ 24 ]} , a un precio fijo de 2,79¢ por kWh. La Orden 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 ascendía a 19.786 empleados, entre trabajadores permanentes y temporales. Además, se contrataron un total de 1.304 empleados. ^{[ 26 ]}

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

Sin llegar al extremo de Boyer y García, Mario Dumont , líder de la Action démocratique du Québec , habló brevemente sobre 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 reveló que la mayoría de los encuestados de Quebec (53%) se oponían a su propuesta de vender el 7,5% del capital social de la empresa a ciudadanos y empresas de Quebec, mientras que el 38% estaba a favor. ^{[ 32 ]}

En declaraciones al programa de entrevistas de Guy A. Lepage , el ex primer ministro del PQ, Jacques Parizeau, estimó que tal idea sería bastante impopular en la opinión pública, y agregó que Hydro-Québec suele ser vista por los quebequenses como un 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 en venta. ^{[ 34 ]}

Al igual que muchos otros economistas, ^{[ 35 ] [ 36 ]} Yvan Allaire, de la escuela de negocios Hautes études commerciales de Montreal , aboga por el aumento de las tarifas eléctricas como una forma de incrementar 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 retroceso a los tiempos en que los recursos naturales de Quebec se vendían a granel a extranjeros a precios ridículamente bajos. «Durante demasiado tiempo», escribe Tremblay, «Quebec fue una especie de república bananera, casi regalando 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 buitres locales». ^{[ 38 ]}

Académicos de izquierda, como Léo-Paul Lauzon y Gabriel Sainte-Marie de la UQAM , han afirmado que la privatización se realizaría a expensas de los clientes residenciales, quienes pagarían tarifas mucho más altas. Sostienen que la privatización también constituiría una traición al pacto social entre el pueblo y su gobierno, y que la provincia se estaría vendiendo a sí misma al desprenderse de un activo valioso por una mínima ganancia a corto plazo. ^{[ 39 ] [ 40 ]}

El 31 de diciembre de 2013, Hydro-Québec Production poseía y operaba 61 centrales hidroeléctricas —incluidas 12 con una capacidad superior a 1000 MW— con 26 grandes embalses. ^{[ 42 ]} Estas instalaciones se ubican en 13 de las 430 cuencas hidrográficas de Quebec , ^{[ 43 ]} incluidas las de los ríos San Lorenzo , Betsiamites , La Grande , Manicouagan , Ottawa , Outardes y Saint-Maurice . ^{[ 44 ]} Estas centrales proporcionan la mayor parte de la electricidad generada y vendida por la empresa.

Las plantas no hidroeléctricas incluían la central nuclear de carga base de Gentilly de 675 MW brutos , un reactor de diseño CANDU que se cerró permanentemente el 28 de diciembre de 2012, ^{[ 45 ]} la central térmica de Tracy de 660 MW , una planta alimentada con fueloil pesado que se cerró en marzo de 2011, ^{[ 46 ]} y dos centrales de turbina de gas de pico , para una capacidad instalada total de 36 971 MW en 2011. ^{[ 47 ]} El costo promedio de generación 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 5428 MW en Labrador, bajo un contrato a largo plazo que se extendería bajo un nuevo acuerdo hasta 2075, si el acuerdo se ratifica. ^{[ 49 ]} En 2009, Hydro-Québec compró la participación del 60 % que AbitibiBowater tenía 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 2023, la energía vendida por Hydro-Québec a sus clientes conectados a la red en Quebec y exportada a mercados vecinos provino casi exclusivamente de fuentes renovables. La energía hidroeléctrica (98,53 %) es, con diferencia, la principal fuente, seguida de la eólica (0,11 %) y la biomasa, el biogás y los residuos (0,01 %). ^{[ 51 ]} En 2013, las emisiones de dióxido de carbono (1130 toneladas/TWh), dióxido de azufre (4 toneladas/TWh) y óxidos de nitrógeno (10 toneladas/TWh) fueron entre 49 y 238 veces inferiores al promedio de la industria en el noreste de Norteamérica. 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 alta tensión que se extiende a lo largo de grandes 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 Norteamericana de Confiabilidad Eléctrica , y forma parte del Consejo Coordinador de Energía del Noreste (NPCC). TransÉnergie gestiona el flujo de energía en la red de Quebec y garantiza el 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 y de otras fuentes en el mercado abierto del 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 actuado como coordinador de confiabilidad de la red eléctrica principal de 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 millas) , incluyendo 11.422 km (7.097 millas) 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 mediante 17 enlaces, con una capacidad máxima de recepción de 10.850 MW ^{[ nota 1 ]} y una capacidad máxima de transmisión de 7.994 MW. ^{[ 59 ]}    

Interconexiones

La red de TransÉnergie opera de forma asíncrona con respecto a la de sus vecinos en la Interconexión Oriental . Aunque Quebec utiliza la misma frecuencia de 60 hercios que el resto de Norteamérica, su red no utiliza la misma fase que las redes circundantes. ^{[ 60 ]} TransÉnergie depende principalmente de convertidores HVDC bidireccionales para exportar o importar electricidad de otras jurisdicciones.

Esta característica de la red de Quebec permitió que Hydro-Québec permaneciera ilesa durante el apagón del noreste del 14 de agosto de 2003 , con la excepción de 5 centrales hidroeléctricas en el río Ottawa conectadas radialmente a la red de Ontario en ese momento. ^{[ 61 ]} Se ha puesto en servicio una nueva conexión HVDC de 1250 MW en la subestación de Outaouais, en L'Ange-Gardien , cerca de la frontera con Ontario . La nueva interconexión está en línea desde 2009 y la línea de 315 kV está en pleno funcionamiento desde 2010. ^{[ 60 ]}

Una desventaja de la red TransÉnergie radica en las grandes distancias que separan las centrales generadoras de los principales mercados consumidores. Por ejemplo, la subestación de Radisson conecta las plantas del proyecto de la Bahía de James con la estación de Nicolet, cerca de Sainte-Eulalie , al sur del río San Lorenzo, a más de 1200 kilómetros (750 millas) de distancia. ^{[ 62 ]} 

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 la única distribuidora de electricidad 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 de reserva histórica de 165 TWh proporcionado por Hydro-Québec Production a 2,79 ¢/ kWh . La división suele adquirir energía adicional mediante contratos a largo plazo tras una licitación pública. 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 ayuda temporal. ^{[ 71 ]} Los contratos de suministro que excedan el fondo de reserva histórica deben ser aprobados por la Régie de l'énergie du Québec y sus costos se trasladan a los clientes.

La división firmó un acuerdo de cogeneración de gas natural por 507 MW en 2003, tres acuerdos de biomasa forestal (47,5 MW) en 2004 y 2005, y diez contratos de energía eólica (2994 MW) en 2005 y 2008, todos con productores del sector privado. También firmó dos contratos flexibles con Hydro-Québec Production (600 MW) en 2002. ^{[ 72 ]}

Hydro-Québec Distribution también es responsable de la producción de energía en comunidades remotas no conectadas a la red eléctrica principal. La división opera una represa hidroeléctrica aislada que abastece a comunidades en la Costa Norte Inferior y 23 pequeñas centrales eléctricas diésel en las Islas Magdalena , en Haute-Mauricie y en Nunavik .

A finales de la década de 1970, la empresa estableció una red de 27 estaciones de monitoreo para medir los efectos del Proyecto de la Bahía de James ^{[ 112 ]} , las cuales proporcionan una gran cantidad de datos sobre los entornos del norte. Los primeros 30 años de estudios en el área de la Bahía de James 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 regresan 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. ^{[ 111 ]} La investigación también encontró que es posible reducir la exposición humana al mercurio incluso cuando el pescado constituye una parte significativa de la dieta de una población. Los riesgos de exposición pueden mitigarse sin reducir excesivamente el consumo de pescado, simplemente evitando ciertas especies y zonas de pesca. ^{[ 111 ]}

A pesar de que la transformación de ambientes terrestres en acuáticos constituye un cambio importante y que las inundaciones provocan el desplazamiento o la muerte de animales no migratorios, los ambientes ribereños perdidos por las inundaciones se reemplazan parcialmente por otros nuevos en las riberas expuestas de los ríos con caudal reducido. La biodiversidad de las islas de los embalses es comparable a la de otras islas de la zona, y la zona de descenso del nivel del embalse es utilizada por diversas especies de fauna silvestre. La población de especies migratorias de interés, como el caribú, ha aumentado hasta el punto de que se ha ampliado la caza. ^{[ 113 ]}

Las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) aumentan significativamente durante algunos años después del embalse, y luego se estabilizan después de 10 años a un nivel similar al de los lagos circundantes. ^{[ 108 ]} Las emisiones brutas de GEI de los embalses en el área de la Bahía de James fluctúan alrededor de 30 000 toneladas de CO₂ _equivalente por TWh de energía generada. ^{[ 114 ]} Hydro-Québec afirma que sus centrales hidroeléctricas liberan 35 veces menos GEI que las centrales de gas comparables y 70 veces menos que las de carbón, y que constituyen la "opción con el mejor rendimiento" en general. ^{[ 108 ]}

Las principales preocupaciones ambientales se relacionan con la población humana de las zonas afectadas por el desarrollo hidroeléctrico, específicamente los innu de la Costa Norte y los cree e inuit del norte de Quebec. Los proyectos hidroeléctricos del último cuarto del siglo XX aceleraron el proceso de asentamiento entre las poblaciones indígenas 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 empresas indígenas, la introducción de mano de obra remunerada y la inundación de tierras tradicionales de caza y pesca por los nuevos embalses, junto con la gestión de servicios sociales y educativos a cargo de las propias comunidades en virtud del Acuerdo de la Bahía de James y el Norte de Quebec . ^{[ 113 ]}

Algunas comunidades indígenas, en particular los cree, han llegado a un punto en el que "se asemejan cada vez más a la sociedad industrializada del Sur", señala un informe de Hydro-Québec que resume la investigación realizada en la zona entre 1970 y 2000. El informe añade que se observó un fenómeno similar tras la construcción de carreteras y centrales hidroeléctricas cerca de comunidades aisladas en el norte de Canadá y Escandinavia. Sin embargo, tras la finalización de los grandes proyectos de construcción en la década de 1990, surgieron crecientes problemas sociales y un aumento del desempleo. 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". ^{[ 113 ]}

Tras el fuerte rechazo del proyecto Suroît y su posterior cancelación en noviembre de 2004, Hydro-Québec, bajo el liderazgo de su nuevo director ejecutivo, Thierry Vandal , reafirmó su compromiso con la eficiencia energética, la energía hidroeléctrica y el desarrollo de energías alternativas. ^{[ 115 ]} Desde entonces, Hydro-Québec enfatiza 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 la década de 1980. Su enfoque se basa en tres principios: desarrollo económico, desarrollo social y protección del medio ambiente. ^{[ 116 ]} Desde 2007, la empresa se adhiere a la Iniciativa de Informes Globales ( GRI) , ^{[ 117 ]} que rige la recopilación y publicación de información sobre el desempeño en materia de sostenibilidad. La empresa emplea a 250 profesionales y gerentes en el campo ambiental y ha implementado un sistema de gestión ambiental certificado según la norma ISO 14001 . ^{[ 118 ]}

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 hidroeléctrica de Churchill Falls . ^{[ 119 ]}

A finales de 2010, Hydro-Québec prestaba servicio a 4.060.195 clientes ^{[ 120 ]} agrupados en tres grandes categorías: residenciales y agrícolas (tarifa D), comerciales e institucionales (tarifa G) e industriales (tarifas M y L). La categoría Otros incluye sistemas de alumbrado público y sistemas de distribución municipal.

La Régie de l'énergie fija anualmente alrededor de una docena de tarifas de distribución tras audiencias públicas. Los precios se basan en el costo de suministro, que incluye el costo de la alimentación y la 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 subvención cruzada entre clientes residenciales, comerciales e industriales.

Las tarifas minoristas de Hydro-Québec se encuentran entre las más bajas de Norteamérica. ^{[ 121 ]} Tras un período de congelación de tarifas de cinco años, entre el 1 de mayo de 1998 y el 1 de enero de 2004, ^{[ 122 ]} la Régie otorgó aumentos de tarifas en 8 ocasiones entre 2004 y 2010, para un total del 18,4 %. ^{[ 123 ]} 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 % anual entre 2014 y 2018 para reflejar un aumento gradual de la electricidad del fondo patrimonial anunciado en el presupuesto de Quebec de 2010. ^{[ 124 ]}

Clientes residenciales

El consumo promedio de los clientes residenciales y agrícolas es relativamente alto, de 16.857 kWh por año en 2011, ^{[ 120 ]} debido al uso generalizado de la electricidad como principal fuente de calefacción de espacios (77%) y agua (90%). ^{[ 125 ]} Hydro-Québec estima que la calefacción representa más de la mitad de la demanda de electricidad en el sector residencial. ^{[ 126 ]}

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 CO₂) .₂ eq.) de todas las emisiones en Quebec en 2006. Las emisiones del sector residencial en Quebec cayeron un 30% entre 1990 y 2006. ^{[ 127 ]}

El uso residencial de 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 presenta picos de consumo en invierno . El 23 de enero de 2013 se estableció un nuevo récord histórico de consumo con una carga de 38 910 MW . ^{[ 128 ]} 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 , ^{[ 129 ] [ 130 ]} y el 15 de enero de 2004 cuando el pico alcanzó los 36 268 MW . ^{[ 131 ]}

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 son todo incluido: costos de energía, transmisión y distribución, pero están sujetas al Impuesto sobre Bienes y Servicios (GST) y al Impuesto sobre las Ventas de Quebec (QST). ^{[ 132 ]} 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. ^{[ 133 ]} La factura mensual promedio para un cliente residencial fue de aproximadamente C$100 en 2008. ^{[ 134 ]}

Las lecturas de los contadores eléctricos se realizan normalmente cada dos meses y las facturas son bimestrales. Sin embargo, la compañía 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. ^{[ 135 ]}

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". ^{[ 136 ]} Desde entonces, Hydro-Québec organizó un proyecto piloto de 2 años, que involucró a 2000 clientes en 4 ciudades, con medición por tiempo de uso . Un informe, presentado a la Régie de l'énergie en el verano de 2010 concluyó que el efecto de la tarificación por costo marginal con tres niveles de precios en invierno generaría ahorros mínimos de carga y energía. ^{[ 137 ]} La empresa tiene la intención de implementar gradualmente la Infraestructura de Medición Avanzada (AMI) entre 2011 y 2017. Los esfuerzos iniciales se centrarán en la transferencia de datos de los medidores, la conexión y desconexión, la detección de cortes y la reducción de robos. ^{[ 138 ]}

Clientes industriales

Durante más de un siglo, el desarrollo industrial de Quebec se ha visto impulsado 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 larga tradición en Quebec. En 2010, los clientes industriales adquirieron 68,4 TWh de Hydro-Québec, lo que representó el 40,4 % de toda la electricidad vendida por la empresa en el mercado nacional. ^{[ 139 ]}

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 otorgar grandes asignaciones de carga a empresas caso por caso desde 1974. El umbral se fijó en 175 MW entre 1987 y 2006 ^{[ 140 ]} y se redujo a 50 MW en la estrategia energética del gobierno para el período 2006-2015. ^{[ 141 ]}

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 la Tarifa L , pagaban un promedio de 4,66¢/kWh, mientras que las empresas con contratos especiales pagaban 3,07¢/kWh. ^{[ 142 ]}

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 riesgo compartido fijan el precio de la electricidad en función de una serie de factores, incluidos los precios mundiales del aluminio y el valor del dólar canadiense ^{[ 143 ].} Estos 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. Dicho acuerdo, que sigue vigente a pesar de la fusión de la empresa con Rio Tinto , renueva la concesión de derechos de agua sobre los ríos Saguenay y Peribonka. A cambio, Alcan se comprometió a invertir en sus instalaciones de Quebec y a mantener los puestos de trabajo y su sede corporativa en Montreal. ^{[ 144 ]}

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 anuales, hasta alcanzar un total de 548 000 toneladas. ^{[ 145 ]}

Varios economistas, entre ellos Jean-Thomas Bernard y Gérard Bélanger de la Universidad Laval , han cuestionado la estrategia del gobierno y argumentan que las ventas a grandes clientes industriales resultan muy costosas para la economía de Quebec. En un artículo publicado en 2008, los investigadores estiman que, bajo el régimen actual, un puesto de trabajo en una nueva fundición de aluminio o un proyecto de expansión le cuesta a la provincia entre 255.357 y 729.653 dólares canadienses al año, teniendo en cuenta el dinero que se podría obtener vendiendo el excedente de electricidad en el mercado de Nueva York. ^{[ 146 ]}

Este argumento es refutado por los grandes clientes industriales, quienes señalan que los datos de 2000 a 2006 indican que los precios de las exportaciones de electricidad disminuyen cuando aumentan las cantidades, y viceversa. «Observamos que cuanto más exportamos, menos rentable resulta», afirmó Luc Boulanger, presidente de la asociación que representa a los grandes clientes industriales de Quebec. En su opinión, la alta volatilidad de los mercados eléctricos y las limitaciones físicas de la infraestructura de transmisión reducen las cantidades de electricidad que se pueden exportar cuando los precios son más altos. ^{[ 147 ]}

Hydro Quebec atrajo la atención de los mineros de Bitcoin en 2018 tras la represión de la minería en China. ^{[ 148 ]} La provincia tiene un superávit energético equivalente a 10 teravatios-hora al año. ^{[ 148 ]}

Hydro-Québec vende parte de su excedente de electricidad a sistemas vecinos en Canadá y Estados Unidos mediante 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 fueron de 1651 millones de dólares, por un total de 34,4 TWh enviados a Nueva Inglaterra (53%), Nueva York (23%), Ontario (13%) y otros (5%). ^{[ 149 ] [ 150 ]}

Aunque la mayoría de las ventas de exportación son ahora transacciones a corto plazo, Hydro-Québec ha celebrado contratos de exportación a largo plazo en el pasado. La corporación tiene 15 interconexiones con mercados vecinos. En 1990, la empresa firmó un acuerdo de 328 MW con un grupo de 13 distribuidores de electricidad 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, firmaron un acuerdo preliminar 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 estabilización de precios que protege a los clientes de Vermont de las fluctuaciones de precios del mercado. El acuerdo está supeditado a la promulgación de una ley que designe la gran energía hidroeléctrica como "energía renovable". ^{[ 151 ]}

En 2015, Hydro-Québec y el Operador Independiente del Sistema Eléctrico de Ontario (IESO) firmaron un acuerdo de compartición de capacidad estacional de 500 MW. Ontario tiene mayor capacidad en invierno y escasez en verano. Quebec tiene mayor capacidad en verano y escasez en invierno. Por lo tanto, el acuerdo sirve para lograr una solución rentable para ambas provincias. Además, en 2016, (IESO) e Hydro-Québec firmaron un nuevo acuerdo a largo plazo que comenzó en 2017 y se extenderá 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. ^{[ 152 ]}