O setor de energia hidrelétrica no Canadá é em 2020 no 3 º no mundo em termos de produção, com 8,8% da produção mundial, atrás da China e do Brasil, e 4 º no mundo em termos de capacidade instalada (6,2% do total mundial) atrás da China, Estados Unidos e Brasil. A hidreletricidade forneceu 64% da produção de eletricidade do país em 2017, 59% em 2018 e 61% em 2019. O Canadá também exporta hidroeletricidade para os Estados Unidos: 16% da produção canadense em 2015 e 1,6% do consumo de eletricidade nos Estados Unidos.
A construção das primeiras usinas hidrelétricas do Canadá começou em 1902 no local das Cataratas do Niágara . A grande era do desenvolvimento hidrelétrico foi a das décadas de 1960 e 1980 com o lançamento de grandes projetos: o projeto Manic-Outardes e o projeto James Bay em Quebec , Peace River e Columbia em British Columbia , Nelson River em Manitoba, Churchill Falls em Labrador .
Em 2014, a energia hidrelétrica foi desenvolvida principalmente em Quebec (38.400 MW ) e British Columbia (13.800 MW ), e em menor medida em Ontário (8.500 MW ), em Newfoundland e Labrador. (6.800 MW ) e em Manitoba (5.000 MW ).
Dois terços do potencial técnico ainda precisam ser explorados e milhares de megawatts de projetos estão em construção ou em desenvolvimento.
Graças ao custo de produção muito baixo das grandes barragens, a maioria das cidades canadenses tem preços de eletricidade muito mais baixos do que nos Estados Unidos e na Europa.
O potencial hidrelétrico teórico do Canadá foi estimado em 2013 pelo World Energy Council em 758 TWh / a e seu potencial tecnicamente explorável, mas ainda inexplorado, em 163 GW , mais da metade dos quais em Quebec, Alberta e Colômbia. a parcela do potencial técnico já explorado em 2011 era de 75,1 GW , ou cerca de 32%, com produção de 350 TWh / ano ; os projetos em construção totalizam mais de 2,35 GW e uma produção estimada de 11,15 TWh / ano . De acordo com a Natural Resources Canada , os projetos em preparação totalizaram 14,5 GW com uma produção estimada de 68 TWh / a .
O potencial técnico existe para adicionar 160 GW à frota existente, sem levar em consideração o armazenamento bombeado , as modernizações e a adição de novas capacidades às barragens existentes. O potencial está distribuído de maneira bastante uniforme em todo o país, mas até agora tem sido usado principalmente em Quebec e na Colúmbia Britânica e, em menor escala, em Ontário , Terra Nova e Labrador e Manitoba .
A exploração da energia hidrelétrica começou por volta de 1890-1900 perto de centros populacionais (notavelmente Niagara e Shawinigan em 1903). Durante as décadas de 1960 e 1980, grandes projetos foram lançados no norte de várias províncias: o projeto Manic-Outardes e o projeto James Bay em Quebec , Peace River e Columbia em British Columbia , o Nelson River em Manitoba, Churchill Falls em Labrador .
Geração hidrelétrica canadiana ascendeu a 383 TWh em 2020, 8,8% do total mundial, em 3 e mundo atrás da China (1 355 TWh ) e Brasil (409,5 TWh ). Sua participação na produção de eletricidade canadense permanece em torno de 60%.
Em 2019, a geração hidrelétrica no Canadá foi de 398 TWh , ou 9,2% do total mundial, a 2 e no mundo atrás da China e à frente do Brasil. Sua participação na produção canadense de eletricidade chega a 61% e deve aumentar para 62% em 2030, graças a um crescimento esperado de 9% em relação a 2019.
Representou 64% da produção de eletricidade do país em 2017 e 58,9% em 2018.
Em 2016, a produção canadense totalizou 379,63 TWh , ou 9,3% do total mundial, em 3 e mundo atrás da China (1 180,7 TWh ) e do Brasil (410,24 TWh ); representou 62% da produção de eletricidade do país.
A capacidade instalada de usinas hidrelétricas no Canadá atingiu quase 82.000 MW no final de 2020; Esta é a 4 ª frota hidrelétrica Mundial, com 6,2% do total mundial aos de China (370.160 MW ), os EUA (102.000 MW ) e Brasil (109.271 MW ); as usinas de armazenamento bombeado totalizam apenas 177 MW no Canadá, em comparação com 22.855 MW nos Estados Unidos e 30.290 MW na China. O comissionamento para 2020 foi de 275 MW , com destaque para a ligação à rede da primeira unidade da fábrica de Lower Churchill em Labrador. Mais de 4 GW de projetos estão em construção. Em abril de 2020, o governo apresentou um projeto de recuperação verde, incluindo US $ 33 milhões em investimentos em empreendimentos hidrelétricos ao longo de 3 anos, incluindo o projeto de extensão Atlin no Yukon e o estudo de viabilidade do "Kivalliq HydroFibre Link em Nunavut.
Ao final de 2019, essa capacidade instalada atingiu 81.386 MW ; Esta é a 4 ª parque hidrelétrico mundial, com 6,2% do total mundial. Não houve comissionamento de uma nova planta em 2019.
Em 2018, os trabalhos avançaram nos quatro grandes projetos: a barragem Site C na Colúmbia Britânica , que após a conclusão em 2024 produzirá 5.300 GWh / ano ; Muskrat Falls, Labrador, que ao ser concluído em 2024 produzirá 4.900 GWh / ano ; Keeyask, em Manitoba, que após a sua conclusão em 2021 produzirá 4.400 GWh / ano e La Romaine 4, em Quebec, a primeira fase do projeto La Romaine que produzirá 8.000 GWh / ano . Romaine 3 (395 MW ) foi comissionado no final de 2017. O projeto de armazenamento bombeado Canyon Creek (75 MW ) em Alberta recebeu autorização oficial.
Em 2017, 139 MW foram comissionados, incluindo o projeto Peter Sutherland (28 MW ) em Ontário e duas usinas em British Columbia em Boulder Creek (25 MW ) e o curso superior do Lillooet (81 MW ).
Em 2016, os projetos em construção totalizaram mais de 3.000 MW , incluindo quatro grandes projetos:
Vários pequenos projetos foram concluídos em 2016, incluindo Gitchi Animki (18,9 MW ) no norte de Ontário, bem como Big Silver Creek (40,6 MW ) e Jimmie Creek (62 MW ); Projetos de reabilitação e modernização estão em andamento na usina John Hart em British Columbia e em 4 antigas usinas em Quebec: Beauharnois, Manic 5, Rapide-2 e Rapide-7.
O Canadá comissionou 700 MW em 2015, incluindo a estação de energia La Romaine-1 (270 MW ) em dezembro em Quebec; no total, o complexo La Romaine terá capacidade de 1.550 MW . Na Colúmbia Britânica, a extensão de 355 MW da usina de Waneta foi comissionada . Projetos de 4.000 MW estão em ou perto de sua fase de construção em 2015, enquanto 7.000 MW adicionais foram anunciados ou estão em um estágio de planejamento preliminar.
Durante 2014, 1.995 MW foram encomendados, cujo centro de La Romaine-2 (640 MW ), em Quebec e do 5 º grupo (520 MW ) do centro de Mica Creek, British Columbia, um projeto realizado em colaboração com o Secwepemc Primeira Nação. O projeto do baixo rio Mattagami (438 MW ) foi concluído no início de 2015; este complexo de quatro usinas, o maior em 50 anos no norte de Ontário, foi desenvolvido em parceria com a Moose Cree First Nation.
O potencial técnico, distribuído de forma bastante uniforme por todo o país, até agora (2014) foi usado principalmente em Quebec (38.400 MW ) e British Columbia (13.800 MW ), e em menor grau em Ontário (8.500 MW ), Newfoundland e Labrador (6.800 MW ) e Manitoba (5.000 MW ).
O Canadá tinha cerca de 475 usinas hidrelétricas em 2011, em todas as províncias; mas cinco províncias produzem mais de 95% do total: Quebec , British Columbia , Ontário , Manitoba e Newfoundland and Labrador . A capacidade instalada das pequenas centrais (<10 MW ) era de 1.001 MW em 2011, com uma produção anual estimada de 4.650 GWh , sendo que estavam previstos 188 MW (873 GWh ).
As corporações da Coroa , encarregadas em cada província pelo governo provincial da operação de sistemas elétricos, investiram pesadamente na construção de usinas hidrelétricas em seu território durante os anos 1960 e 1970 . BC Hydro construiu as barragens de Gordon M. Shrum no rio Peace (2.730 MW ) e as instalações de Mica (1.805 MW ) e Revelstoke (1.980 MW ) no rio Columbia . Manitoba Hydro construiu três estruturas no Rio Nelson : as estações geradoras Kettle , Long Spruce e Jenpeg, para uma capacidade combinada de mais de 2.300 MW , CF (L) Co construiu a estação geradora Churchill Falls (5.428 MW ) e até mesmo NB Power ( Nova Brunswick ) estava desenvolvendo o rio Saint John em Mactaquac (672 MW ), perto de Fredericton .
No entanto, é em Quebec que a atividade de construção de novas instalações hidrelétricas tem sido a mais sustentada. Entre 1965 e 1984, a Hydro-Québec comissionou sucessivamente as 7 usinas do projeto Manic-Outardes , um complexo de 6.224 MW no North Shore, então as três primeiras usinas do projeto James Bay no Grande Rivière (10.282 MW ).
A eletricidade em Quebec é essencialmente hidráulica. Em 2014, Quebec tinha usinas hidrelétricas com capacidade combinada de 40.034 MW , ou 92% do total de 43.454 MW ; os produtores públicos ( Hydro-Québec ) possuíam 36.158 MW , os produtores privados 492 MW e as indústrias 3.383 MW ( autogeração ). Essas usinas produziram 197,2 TWh em 2014 (98,7% do total).
A Crown Corporation Hydro-Québec detém o monopólio virtual do desenvolvimento do setor. Pequenos produtores vendem sua produção para Hydro-Québec sob um compromisso de longo prazo: 4.644 MW em 2015, incluindo 3.260 MW de parques eólicos. A corporação Crown também tem quase toda a produção da estação de energia de Churchill Falls em Labrador (5.428 MW ) sob um contrato de 65 anos que expira em 2041.
Durante a nacionalização de 1963 , o governo de Quebec poupou cerca de vinte empresas manufatureiras que produziam eletricidade para suas próprias necessidades. Esta decisão torna a Rio Tinto Alcan o segundo maior produtor de hidroeletricidade em Quebec, com uma capacidade instalada de 2.472 MW em 2015 na região do Lac Saint-Jean , em particular com o Shipshaw (947 MW ) e de Chute-des-Passes (833 MW ). Outras grandes empresas industriais possuem usinas que abastecem suas instalações, entre elas a Alcoa : 133 MW em Manicouagan. Certos players secundários no setor de energia, como Brookfield Power, Innergex , Boralex e Algonquin Power Fund, especializaram-se na construção e operação de pequenas centrais hidrelétricas e na reforma de usinas abandonadas. Finalmente, certos operadores de redes elétricas municipais - em particular as cidades de Sherbrooke , Saguenay , Magog e Coaticook - operam pequenas usinas a fio d'água localizadas em seu território.
A Hydro-Québec possui 63 usinas hidrelétricas com capacidade total de 36.370 MW , instaladas em 13 das 430 bacias hidrográficas de Quebec, incluindo o rio São Lourenço e os Outaouais , Gatineau , Saint-Maurice , Outardes , Manicouagan e The Great . As oito usinas instaladas nesta última bacia hidrográfica fornecem mais de 43% de toda a eletricidade produzida em Quebec.
Graças à sua produção hidrelétrica, 99% da eletricidade produzida é renovável. Desde o início dos anos 2000, a Hydro-Québec comercializou uma parcela crescente de sua produção nos mercados atacadistas fora de Québec; em 2015, essas exportações atingiram 29,3 TWh , um aumento de 15%; vão para 51% nos estados da Nova Inglaterra , 24% em Nova York, 12% em Ontário, 8% em New Brunswick.
Cerca de dez grandes estruturas foram construídas entre 1959 e 1984 , período caracterizado pela construção de grandes complexos hidrelétricos do projeto Manic-Outardes (7.305 MW , 1959-1978) e do projeto James Bay (fase I: 10.282 MW , 1973-1985 )
Após uma redução do ritmo de seus investimentos em novos equipamentos de produção durante a década de 1990, Hydro-Québec retomou seu programa de construção em 2002, com o comissionamento da central Rocher-de-Grand-Mère (230 MW ). Em 2004; Central eléctrica de Toulnustouc em 2005 (526 MW ); desenvolvimento de Eastmain-1 em 2007 (480 MW ); Central Péribonka (385 MW ) e central Mercier em 2008 (50,5 MW ); Estação de geração de Rapides-des-Cœurs (76 MW ) e estação de geração de Chute-Allard (62 MW ) em 2009; Eastmain-1-A (768 MW ) em 2012 e Sarcelle (150 MW ) em 2013.
A construção de quatro novas usinas de energia do projeto Romaine no rio Romaine , ao norte de Havre-Saint-Pierre começou no13 de maio de 2009. As estruturas deste complexo são projetadas para fornecer 1.550 MW adicionais à rede de Quebec. O comissionamento está programado entre 2014 e 2020. A estação de energia Romaine-2 (640 MW ) foi comissionada em 2014 e a estação de energia Romaine-1 (270 MW ) emnovembro de 2015 ; a conclusão do site Romaine-3 (395 MW ) está prevista para 2017, e o Romaine-4 (245 MW ) está (final de 2015) em fase de engenharia de detalhamento.
Mapa do projeto James Bay , 2012.
Barragem Robert-Bourassa e seu vertedouro, 2000.
Reservatório Robert-Bourassa , imagem de satélite.
Vista aérea do reservatório da estação geradora La Grande-4 em 2006.
Estação geradora de Beauharnois em 2014.
Barragem Daniel-Johnson que abastece as estações geradoras Manic-5 e Manic-5-PA.
Reservatório Manicouagan , cratera de meteorito que foi inundada pela construção da barragem Daniel-Johnson .
Centrale Jean-Lesage (Manic-2) em 2014.
| Último nome | Curso d'água | Construção |
Potência MW |
| Desenvolvimento Robert-Bourassa | O grande rio | 1979-1981 | 5 616 |
| Estação de energia La Grande-4 | O grande rio | 1984-1986 | 2.779 |
| Estação de energia La Grande-3 | O grande rio | 1982-1984 | 2.417 |
| Estação de energia La Grande-2-A | O grande rio | 1991-1992 | 2 106 |
| Estação de energia de Beauharnois | Rio São Lourenço | 1932-1961 | 1.853 |
| Estação geradora Manic-5 | Rio Manicouagan | 1970-1971 | 1.596 |
| Estação de energia La Grande-1 | O grande rio | 1994-1995 | 1.436 |
| Central elétrica René-Lévesque | Rio Manicouagan | 1975-1976 | 1.326 |
| Centrale Jean-Lesage (Manic-2) | Rio Manicouagan | 1965-1967 | 1 229 |
| Estação de energia Bersimis-1 | Rio Betsiamites | 1956-1959 | 1.178 |
| Manic-5-PA | Rio Manicouagan | 1989-1990 | 1.064 |
| Abetarda-3 | Rio Outard | 1969 | 1.026 |
Mapa (atualizado) da rede HydroQuébec e usinas de energia: Principais equipamentos
BC Hydro , uma corporação da Coroa da Província de British Columbia , fundada em 1961, é responsável pela geração, transmissão e distribuição de eletricidade na maior parte da British Columbia; 95% de sua produção vem da energia hidrelétrica, mas os produtores independentes forneceram cerca de 25% das necessidades de eletricidade da província no final de 2014:outubro 2015, BC Hydro tinha 105 Contratos de Compra de Energia, totalizando 4.606 MW de capacidade e 18,9 TWh por ano, incluindo duas usinas a gás, várias de biomassa e biogás, e um grande número de pequenas e médias usinas hidrelétricas, o governo incentivando a construção de pequenas usinas hidrelétricas a fio de água por empreiteiros privados. Suas 35 usinas hidrelétricas produzem mais de 90% dos 43 TWh anuais produzidos pela BC Hydro ; mais de 80% da capacidade instalada da empresa é composta por fábricas nas bacias dos rios Peace e Columbia .
O Tratado do Rio Columbia , assinado em 1961 entre o Canadá e os Estados Unidos, é um acordo segundo o qual o Canadá concordou em construir três barragens no Rio Columbia ( Mica Dam , Duncan Dam e Dam Keenleyside ) para evitar inundações e maximizar a produção de energia hidrelétrica para o Estados Unidos, que em troca se comprometeu a pagar parte significativa dos investimentos e devolver metade da energia produzida.
WAC Bennett Dam (Gordon M. Shrum Generating Station) em 2014.
Represa Revelstoke em 2007.
Mica Dam em 2001.
A barragem de Keenleyside construída na década de 1960 após a assinatura do Tratado do Rio Columbia. Uma usina de 185 MW foi adicionada em 2002.
| Último nome | Curso d'água | Construção |
Potência MW |
| Central Gordon M. Shrum | Rio da paz | 1961-1968 | 2.730 |
| Represa Revelstoke | rio columbia | 1984 | 2.480 |
| Mica Dam | rio columbia | 1973-77 + extensão em 2015 | 2 805 |
| Seven Mile | Rio Pend Oreille , um afluente do Columbia | 1979 | 805 |
| Peace Canyon | Rio da paz | 1980 | 694 |
| Canal Kootenay | Rio Kootenay , afluente do Columbia | 1976 | 570 |
| Bridge River | Bridge River, afluente do Rio Fraser | 1948-1960 | 478 |
A Ilha de Vancouver possui seis usinas com capacidade total de 459 MW , construídas de 1911 a 1971
O principal projeto da BC Hydro é o Site C: construção de uma terceira barragem e uma usina de 1.100 MW no Rio Peace, próximo ao Forte St. John. O projeto, conhecido como Site C, foi objeto de discussão por décadas. Foi rejeitado pela primeira vez no início dos anos 1990. O projeto recebeu autorizações federais e provinciais em 2014; a construção começou no verão de 2015 e o comissionamento está programado para 2024; vai produzir 3,1 TWh / ano .
Entre os produtores independentes de hidroeletricidade, os mais importantes são:
O governo de Ontário estabeleceu em 1906 a Comissão Hidroelétrica de Ontário (HEPCO), que Sir Adam Beck transformou na corporação da coroa da província responsável pela geração, transmissão e distribuição da maior parte da eletricidade na província. Durante a primeira metade do XX ° século, a energia hidroeléctrica Adam Beck rio Niagara fornecimento de electricidade a baixo custo para a província. Nas décadas de 1950 e 1960, a HEPCO construiu usinas termelétricas a carvão e nas décadas de 1970 e 1980 acrescentou três grandes usinas nucleares, compreendendo 20 reatores CANDU , que produziam metade do consumo provincial. Essas fábricas tinham custos muito mais elevados do que as de Niágara. HEPCO, rebatizada de Ontario Hydro em 1972, foi amplamente criticada quando suas taxas aumentaram 30% em três anos; o governo congelou as tarifas e então lançou um programa para introduzir a competição; em 1998, a Ontario Hydro foi dissolvida em três empresas, incluindo a Ontario Power Generation , que recebeu o ramo de produção, e em 2002 o mercado de eletricidade foi aberto à concorrência.
Em abril de 2009, a Assembleia Legislativa de Ontário aprovou a " Lei de Energia Verde" , que estabelece um regime de preços de incentivo para a construção de usinas de energia renovável , incluindo energia hidrelétrica.
A Ontario Power Generation produz 78 TWh , ou cerca de 50% da eletricidade de Ontário; suas 65 usinas hidrelétricas totalizam 7.438 MW de capacidade instalada e produziram 32,9 TWh em 2015. Este parque inclui 29 usinas de pequeno porte construídas sob o regime de “carteira verde” e 240 barragens em 24 sistemas hidrográficos . A menor planta tem uma produção de 800 quilowatts e a maior tem mais de 1.400 megawatts.
O maior complexo hidrelétrico é a Estação Geradora Sir Adam Beck em Niagara Falls , que compreende:
A única outra usina de energia em Ontário com mais de 1.000 MW é a usina RHSaunders no Rio St. Lawrence : 16 turbinas, 1.045 MW , comissionada em 1957-58.
Também podemos apontar:
Estação geradora de Abitibi Canyon (349 MW ) no rio Abitibi , 2013.
Estação geradora de Chute-des-Chats (192 MW ) no rio Ottawa , 2007.
Estação de energia hidrelétrica de Harmon (220 MW ) no rio Mattagami , 2007.
Otto Holden Estação de energia de 243 MW no rio Ottawa em Mattawan, 2009.
Estação de geração de 182 MW Otter Rapids no Rio Abitibi , 2009.
Manitoba Hydro é a corporação Crown responsável pela geração, transmissão e distribuição de eletricidade em Manitoba . Quase toda (96%) da eletricidade da província é gerada em suas 15 estações de geração construídas no Rio Nelson e nos rios Saskatchewan , Laurie e Winnipeg .
Depois que todo o potencial do rio Winnipeg (600 MW ) foi totalmente explorado na década de 1950, os planejadores se voltaram para o norte para atender às crescentes necessidades de eletricidade. A estação geradora de Grand Rapids (479 MW ) foi comissionada em 1968 no rio Saskatchewan, então a atenção se voltou para o distante rio Nelson, cujo tremendo potencial hidrelétrico era conhecido desde o início dos anos 1900. No entanto, não foi até 1960 para desenvolver energia estações lá, quando a tecnologia se tornou disponível para a transmissão de eletricidade por longas distâncias usando corrente contínua de alta tensão .
A capacidade instalada das usinas em 2015 era de 5.701 MW , dos quais 5.217 MW eram hidrelétricos.
As principais usinas fazem parte do Projeto Hidrelétrico Rio Nelson :
Este projeto prevê a construção de mais 13 usinas, totalizando cerca de 5.000 MW . Manitoba Hydro também está realizando estudos preparatórios para a construção de dois outros empreendimentos hidrelétricos, os projetos Keeyasc (695 MW ) e Conawapa (1.485 MW ), este último suspenso emagosto de 2014.
A empresa está planejando a construção de uma terceira linha de corrente contínua de alta tensão conectando a parte norte da província à área de Winnipeg. O projeto Bipole III inclui a construção de uma linha de corrente contínua de alta tensão com 1.364 km e duas novas estações conversoras.
CF (L) Co , uma subsidiária das corporações Nalcor Crown (65,8%), de propriedade do Governo de Newfoundland and Labrador e Hydro-Québec , de propriedade do Governo de Quebec , construída de 1967 a 1974 no curso superior do Churchill Rio a estação de energia de Churchill Falls , equipada com 11 turbinas de 5.428 MW e produzindo em média 34 TWh por ano, cuja parcela destinada a Quebec (toda produção menos 300 MW ) é transportada por três linhas a 735 kV . É a segunda maior estação de energia subterrânea do mundo, atrás da estação de energia Robert-Bourassa em Nord-du-Québec .
A Nalcor possui 1.792 MW de usinas, incluindo 8 hidrelétricas, totalizando 940 MW ; os principais são os de Bay d'Espoir (604 MW ) e Cat Arm (127 MW ).
O potencial do baixo rio Churchill é estimado em 3.000 MW , com uma produção média de 16,7 TWh por ano. A Nalcor planeja explorar esse potencial em dois estágios: o projeto Muskrat Falls (824 MW e 1.500 km de linhas) e, em seguida, o projeto Gull Island (2.250 MW ); o projeto Muskrat Falls foi iniciado pelo governo provincial no final de 2012 e a construção deve levar cinco anos. A linha Labrador-Island em construção transportará energia de Muskrat Falls por 1.100 km até o extremo leste de Newfoundland .
As usinas costumam estar muito distantes dos centros de consumo, localizados no sul do país. Portanto, foi necessário construir linhas de transmissão de altíssima tensão para escoar sua produção até as cidades. Para minimizar as perdas na linha, a escolha de altas tensões e corrente contínua foi essencial. EmNovembro de 1965, Hydro-Québec comissionou a primeira linha de 735 quilovolts conectando o complexo Manic-Outardes à subestação de Lévis. Em 1972, a Manitoba Hydro conectou as estações geradoras do Projeto Nelson River à área de Winnipeg por meio de uma linha de corrente contínua de alta tensão , a Bipole I. Várias linhas de corrente contínua de alta tensão (HVDC) foram construídas a partir de 1970 para evacuar a produção do complexo James Bay para Montreal e Quebec, depois para os Estados Unidos: “rede de transmissão James Bay” composta por 6 735 linhas kV (6.300 km ) e várias linhas aéreas. 315 kV e rede multiterminal de corrente contínua (450 kV ), 1.480 km longo do norte de Quebec a Massachusetts .
Em julho de 2018A linha HVDC “Bipole III” de 500 kV que interconecta Manitoba com os Estados Unidos foi comissionada .
Os estados dos Estados Unidos próximos à fronteira estão optando cada vez mais por importar mais energia hidrelétrica canadense para cumprir suas metas de compartilhamento de eletricidade renovável ( Padrões de Portfólio Renovável ). As exportações líquidas para os Estados Unidos totalizam aproximadamente 60 TWh por ano em média, ou 16% da produção canadense e 1,6% do consumo de eletricidade dos EUA. O potencial hidrelétrico do Canadá permite aumentar essas importações. Os projetos de interconexão em desenvolvimento são Champlain Hudson Power Express , uma linha em grande parte subaquática (no fundo do Lago Champlain , então o Rio Hudson ) de 1.000 MW da fronteira canadense a Nova York, com instalação prevista para instalação. Em serviço em 2017, e a Great Northern Transmission Line , uma linha de 833 MW que conecta o estado de Manitoba a Minnesota ; também podemos citar o projeto de interconexão Northern Pass usando uma linha de corrente contínua de alta tensão entre Quebec e a Nova Inglaterra .
Manitoba Hydro e Hydro-Québec são os dois principais exportadores de hidroeletricidade e continuam a desenvolver suas interconexões. A Manitoba Hydro está planejando uma nova linha de 500 kV entre Manitoba e Minnesota, que aumentará sua capacidade de exportação e dobrará sua capacidade de importação; Quebec está planejando duas novas interconexões: uma linha de corrente contínua de 320 kV para New Hampshire e outra para o estado de Nova York.
As grandes usinas hidrelétricas canadenses produzem uma quantidade substancial de energia renovável a um custo estável significativamente inferior ao de outras rotas de produção. Em James Bay, por exemplo, o custo de produção chega a apenas 1,5 por cento do quilowatt-hora . Como resultado, as tarifas de eletricidade para residentes de Manitoba, Quebec e British Columbia estão entre as mais baixas da América do Norte: em 2015, um cliente privado pagou 7,19 centavos / kWh em Montreal, 14,31 em Toronto e 10,29 em Vancouver contra 28,90 em Nova York, 16,79 em Chicago e 27,69 em San Francisco, mas 12,36 em Houston e 18,1 na França, 32,7 na Alemanha, 23, 7 no Reino Unido em 2014.
O Programa de Pesquisa e Desenvolvimento Energético (PERD) apóia a pesquisa e o desenvolvimento em energia hidrelétrica. O programa de tarifa feed-in de Ontário inclui contratos de 40 anos para usinas hidrelétricas, bem como incentivos específicos para projetos com participação indígena e da comunidade.
O setor hidrelétrico canadense se tornou um líder mundial no trato com os povos indígenas. O projeto da Estação Geradora Keeyask (695 MW ) em Manitoba, o primeiro no Canadá a aplicar o Protocolo de Avaliação de Sustentabilidade da Hidreletricidade, foi realizado em parceria com quatro nações Cree . Mais recentemente, o projeto da Estação Geradora de Mica Creek em British Columbia foi realizado em conjunto com a Secwepemc First Nation e o Projeto de Quatro Estações do Lower Mattagami River (438 MW ), concluído no início de 2015. no norte de Ontário, foi desenvolvido em parceria com a Primeira Nação Moose Cree.
Em dezembro de 2020, o Canadá adotou uma nova política climática comprometendo-se a alcançar 90% de eletricidade sem carbono em 2030 e neutralidade energética em 2050.
Outras referências: