NB Potenza

NB Potenza
NB Power logo
NB Power Logo
Creazione 1920
Figure chiave Gaëtan Thomas: presidente ad interim
Forma legale Crown corporation
Slogan Concentra la nostra energia.
La sede principale Fredericton , Nuovo Brunswick Canada
 
Azionisti Governo del New Brunswick
Attività Produzione, trasmissione e distribuzione di energia elettrica
Prodotti Elettricità
Società madre NB Potenza
Efficace 2699 (2008)
Sito web www.energienb.com
Fondi propri $ 310 M (2009)
decrescente41 M
Debito $ 3.051  milioni (2009)
crescente172 milioni
Fatturato $ 1.453  M (2009)
decrescente259 M
Profitto netto $ 70 milioni (2009)
decrescente19 milioni

NB Power (inglese: NB Power  ; o bilingue: NB Power Power ) è una società della Corona della provincia del New Brunswick in Canada . Fondata nel 1920 , l'azienda detiene il monopolio della trasmissione e della distribuzione , oltre ad essere il principale produttore di energia elettrica della provincia. Alla fine del 2009, la società è organizzata come una holding che comprende quattro divisioni, responsabili della generazione convenzionale, della generazione nucleare, della trasmissione, la quarta responsabile della distribuzione e del servizio ai clienti. La sua sede principale si trova a Fredericton .

La rete NB Power copre l'intero territorio del New Brunswick, ad eccezione delle reti di distribuzione delle città di Saint-Jean , Edmundston e Perth-Andover , servite da distributori. Comuni Saint John Energy , Énergie Edmundston e Perth-Andover Commissione luce elettrica . NB Power fornisce anche il 96% dell'elettricità consumata nell'Isola del Principe Edoardo . Scambia inoltre elettricità con le reti confinanti del New England , della Nuova Scozia e del Quebec .

Nel ottobre 2009, Quebec e New Brunswick hanno firmato un accordo di principio che prevede la vendita della maggior parte delle attività di NB Power a Hydro-Quebec per $ 4,75  miliardi di dollari . Tuttavia, il controverso accordo è stato abbandonato cinque mesi dopo.

Storico

Lo sviluppo dell'industria elettrica nel New Brunswick iniziò nel 1880 con la creazione di piccole centrali elettriche private nelle regioni di Saint John, Fredericton e Moncton. Nei successivi 30 anni altre città furono successivamente elettrificate, tanto che nel 1918 più di 20 aziende commerciavano elettricità, senza alcuno standard, sia in termini di servizio che di prezzo. Ad esempio, a Saint-Jean, i prezzi oscillavano da 7,5 a 15 centesimi per chilowattora, a seconda della posizione e del consumo mensile.

Riconoscendo l'importante ruolo che l'elettricità era chiamata a svolgere nello sviluppo economico, il premier del New Brunswick, Walter E. Foster, propose la creazione di una società elettrica sotto la giurisdizione provinciale. L' Assemblea legislativa adotta un disegno di legge in tal senso. Il New Brunswick Electric Power Commission è stata istituita il24 aprile 1920. Immediatamente, la commissione, sotto la guida del suo primo presidente, CW Robinson, avvia la costruzione della centrale idroelettrica Musquash , un progetto da 2  milioni di dollari  per fornire carichi nelle aree di Saint John, Sussex e Moncton utilizzando una linea ad alta tensione di 88 miglia. (142 km) . Completata nei tempi previsti, nel 1922, la nuova diga in terra non ha resistito all'alluvione primaverile ed è crollata l'anno successivo.

L'incidente ha causato una perdita di fiducia nella nuova commissione e la costruzione di una struttura più grande a Grand Falls , sul fiume Saint John , è stata intrapresa a partire dal 1926 da una filiale della International Paper Company . La centrale elettrica di Grand Falls sarà completata nel 1930 . Durante questo periodo, la domanda di elettricità aumenta e sono necessari più impianti di generazione per rifornire la provincia. La commissione decise di sfruttare le risorse di carbone della regione di Minto e costruì una centrale elettrica vicino alle miniere, la centrale elettrica del Grand Lake , che fu messa in servizio nel 1931 e poi ampliata cinque anni dopo.

Crescita della domanda

La seconda guerra mondiale porta a un aumento del consumo di energia. Questa crescente necessità portò a misure di razionamento alla fine degli anni Quaranta . L'azienda ha intrapreso la costruzione di due dighe, Tobique, inaugurata nel 1953 e Beechwood, la cui costruzione è stata completata due anni dopo. La Commissione ha anche acquistato la stazione di generazione di Grand Falls nel 1959 e ha iniziato a lavorare alla più grande centrale idroelettrica della provincia, la centrale elettrica di Mactaquac , le cui prime tre unità sono state messe in servizio nel 1968.

Tuttavia, i nuovi sviluppi idroelettrici si sono rivelati insufficienti per colmare lo squilibrio tra domanda e offerta di elettricità, che è cresciuto a un tasso del 12% all'anno tra il 1960 e il 1975. Per far fronte a questa crescita esplosiva della domanda, la Commissione ha avviato la costruzione di un impianto di olio combustibile pesante a Courtenay Bay, vicino al cantiere navale di Saint-Jean nel 1959. Una prima turbina da 50  MW fu messa in servizio l'anno successivo, a cui si aggiunsero altri due gruppi, nel 1965 e nel 1966. Per soddisfare le esigenze del nord del provincia, un'altra centrale elettrica a petrolio con una capacità iniziale di 100  MW è stata costruita a Dalhousie . L'impianto è entrato in funzione nel 1969.

La firma di una serie di accordi con distributori nel New England consente all'azienda di avviare la costruzione del suo impianto più potente. Con tre unità da 335  MW , l'impianto a olio combustibile pesante di Coleson Cove viene costruito a partire dal 1972 e sarà completato nelGennaio 1977. Tuttavia, il contesto energetico è stato meno favorevole per le centrali termiche convenzionali dallo shock petrolifero del 1973 . L'aumento dei prezzi del petrolio, che è passato da $ 3 a $ 37 al barile tra il 1973 e il 1982, ha costretto la società a esplorare altre opzioni.

Point Lepreau

La costruzione di una centrale nucleare nel New Brunswick è stata discussa dalla fine degli anni '50 . Per più di 15 anni, gli ingegneri della Commissione hanno visitato i laboratori di Chalk River per tenersi al passo con le ultime tendenze nel campo, ma i colloqui formali non sono iniziati fino al 1972 . Le discussioni tra i rappresentanti del primo ministro Richard Hatfield e AECL accelerarono l'anno successivo a causa del primo shock petrolifero , la provincia che voleva garantire una fonte di elettricità a prezzi meno volatili del petrolio . Tuttavia, il finanziamento del progetto è problematico.

L'annuncio del governo federale di un programma di prestito che copre la metà dei costi di una prima centrale nucleare in una provincia, inGennaio 1974, rimuove l'ultimo ostacolo alla costruzione della centrale nucleare di Pointe Lepreau , situata a una ventina di chilometri a ovest di Saint-Jean . Il5 febbraio 1974Hatfield annuncia la sua decisione di costruire l'impianto e lascia aperta la possibilità di costruirne un secondo in futuro. Il2 maggio 1975, la Canadian Atomic Energy Commission autorizza la costruzione di due unità da 640 MW (e) su un sito che può ospitare quattro reattori.

I rapporti di lavoro tesi sul sito, i problemi di progettazione e l'aumento vertiginoso dei costi di costruzione faranno esplodere il budget. Il costo del primo CANDU-6 al mondo, stimato in 466 milioni di dollari nel 1974, è triplicato durante la costruzione, aumentando a $ 1,4 miliardi durante l'entrata in servizio commerciale,1 ° febbraio 1983.

Attività

Centrali elettriche

La flotta di generazione di NB Power è composta da 16 centrali, con una capacità installata totale di 3.297  MW nel 2008. La flotta utilizza una varietà di fonti energetiche, tra cui l' energia idroelettrica , l'energia nucleare , l'olio combustibile pesante e il carbone . Secondo l'analista energetico Tom Adams, NB Power è l'azienda elettrica nordamericana più dipendente dal petrolio per la produzione.

I principali impianti di produzione sono dislocati in tutta la provincia e in particolare nella regione di Saint-Jean , che rappresenta la metà della produzione con gli impianti termici di Coleson Cove (972  MW ) e Courtenay Bay (113  MW ), nonché il Point Centrale nucleare di Lepreau.

L'impianto, il cui restauro è stato oggetto di accesi dibattiti nella prima metà del 2000, è stato deciso dal governo del premier Bernard Lord nel luglio 2005. Il contratto il cui costo è stato fissato a 1,4  miliardi di dollari è stato concesso ad Atomic Energy of Canada . Le riparazioni importanti sono iniziate nell'aprile 2008 e dovevano durare 18 mesi. Tuttavia, a causa di una serie di ritardi causati dalla necessità di rimuovere i tubi in pressione dalle attrezzature robotiche, la riapertura è stata dapprima posticipata di tre mesi a gennaio 2009, poi di altri quattro mesi a luglio dello stesso anno. Nell'ottobre 2009, il ministro dell'Energia del New Brunswick Jack Keir ha indicato che l'impianto dovrebbe riaprire nel febbraio 2011.


Nel luglio 2010, il governo di Shawn Graham ha annunciato la possibile costruzione di una seconda centrale nucleare nel sito di Point Lepreau, in collaborazione con il produttore francese Areva . Tuttavia, l'elezione di un governo conservatore guidato da David Alward nel settembre 2010 mette in discussione il futuro di questo accordo.

Il New Brunswick settentrionale è servito principalmente dalla centrale elettrica a petrolio di Dalhousie (300  MW ) e dalla centrale a carbone di Belledune (458  MW ). Queste due strutture sono le due principali fonti di gas serra nella flotta di produzione dell'azienda. Nel 2007, la stazione di generazione di Belledune ha emesso 2,94 milioni di tonnellate di C.O 2 mentre Dalhousie era responsabile di 1,69 milioni di tonnellate.

I principali impianti idroelettrici sono stati installati sul fiume Saint John . La centrale Mactaquac (672  MW ), costruita una ventina di chilometri a monte della capitale Fredericton , è stata costruita con un costo di 128  milioni di $ tra il 1965 e il 1968 . Dalla sua costruzione, questo impianto ha incontrato grandi difficoltà a causa di una reazione alcalina del calcestruzzo della struttura che provoca la comparsa di crepe. Il problema, noto dagli anni '70, potrebbe dimezzare la vita della struttura e provocare la chiusura dell'impianto entro il 2013, secondo un rapporto di un consulente commissionato nel 2000 da NB Power.

Secondo un rapporto redatto nel 2005 dall'operatore di rete del New Brunswick, la provincia presenta alcuni vantaggi in termini di produzione di elettricità. La presenza di zone costiere consente, ad esempio, l'installazione di nuove centrali termiche, che necessitano di sorgenti di acqua di raffreddamento e la vicinanza di reti limitrofe che consentono la vendita e l'acquisto di energia elettrica. Il rapporto rileva, tuttavia, che New Brunswick non dispone di adeguate fonti di carburante nel suo territorio e che gli impianti di generazione di energia nel New Brunswick dipendono fortemente dai combustibili importati "che possono essere soggetti a problemi di carburante . deve soddisfare elevati standard di emissioni in atmosfera ” .

NB Flotta di generazione di energia, al 31 marzo 2008
Centrale genere Capacità installata (MW) La messa in produzione Commento
Coleson Cove Olio combustibile pesante e coke di petrolio 972 1976
Mactaquac Idroelettrico 672 1968
Point Lepreau Nucleare 635 1983 In corso di importanti riparazioni dall'aprile 2008. La riapertura è prevista per febbraio 2011.
Belledune Carbone 458 1993
Millbank Turbina a combustione 399 1991
Dalhousie Olio combustibile pesante 300 1969 Chiusura prevista per il 2010
Legno di faggio Idroelettrico 113 1957
Courtenay Bay Olio combustibile pesante 110 1961
Sainte-Rose Turbina a combustione 100 1991
Grand Sault Idroelettrico 66 1928
Grand Lake Carbone 57 1952 Chiusura prevista per giugno 2010
Grand Manan Turbina a combustione 27 1989
Tobique Idroelettrico 20 1953
Nepisiguit Falls Idroelettrico 11 1921 Acquistato da NB Power nel giugno 2007
Sisson Idroelettrico 9 1965
Milltown Idroelettrico 4 1911

Trasmissione di elettricità

Il sistema di trasmissione dell'energia elettrica di NB Power è costituito da 6.801  km di linee ad alta tensione da 345, 230 e 138 kilovolt. Essa opera interconnessioni con le reti di Hydro-Québec , Nova Scotia energia , Maritime elettrica in Prince Edward Island e con la rete di trasmissione di energia elettrica di New England . Il sistema è gestito dalla divisione Trasmissione di NB Power, per conto del New Brunswick System Operator , organizzazione no-profit che fa rispettare le regole di affidabilità continentale e facilita l'organizzazione di un mercato elettrico competitivo nella provincia e la sua integrazione nel Griglia nordamericana.

La rete elettrica principale è costituita da segmenti da 345  kilovolt collegati tra loro in un anello. Le principali stazioni di trasformazione si trovano a Edmundston , Saint-André , Eel River , Bathurst , Newcastle , Salisbury , Norton e Keswick . Queste ultime due stazioni sono collegate alle grandi centrali elettriche della regione di Saint-Jean da una serie di linee principali.

A causa della natura asincrona della rete di trasmissione di energia elettrica dell'interconnessione del Quebec , le stazioni di interconnessione tra Quebec e New Brunswick sono dotate di convertitori di corrente continua ad alta tensione . Il primo convertitore, con una capacità di 350  MW, è stato installato nel 1972 a Eel River, nella contea di Restigouche , mentre il secondo, da 435  MW , è stato messo in servizio nella sottostazione di Madawaska nel 1985 . L'elettricità importata dal Quebec dalle quattro linee di trasmissione - due linee da 315 kilovolt tra le sottostazioni di Madawaska ed Edmundston e due linee da 230 kilovolt tra Matapedia e le sottostazioni del fiume Eel - può anche fornire isole di carico temporaneamente integrate nella rete. Quebec, che porta il New Brunswick capacità di importazione a 1.080  MW . A causa della particolare configurazione di questa interconnessione, la capacità di esportazione verso il Quebec è limitata a 785  MW .

Miniera di carbone

Dal 1986 NB Power ha una filiale, NB Coal, che gestisce una miniera di carbone a Minto . L'azienda estrae 150.000 tonnellate di carbone all'anno, che viene utilizzato per alimentare la Grand Lake Generating Station. Il30 settembre 2009, la società ha annunciato l'arresto alla fine delle operazioni e il suo unico cliente, la stazione di generazione di Grand Lake da 57  MW , è stata costruita nel 1963 . La fine delle attività ha comportato la ridistribuzione di 38 dipendenti a tempo indeterminato nello stabilimento e il licenziamento di 57 minatori. La gestione della società, spiega la fine delle operazioni nella regione, dopo più di 75 anni di presenza, da parte dello stato fatiscente della pianta e la necessità di investire ingenti somme in essa, al fine di rispettare le normative sulla riduzione. Da SO 2.

Organizzazione e performance finanziaria

Il futuro di NB Power ha preoccupato molti governi negli ultimi 15 anni. Il governo liberale di Raymond Frenette ha pubblicato un documento di consultazione nel febbraio 1998 per trovare soluzioni per garantire la sostenibilità della NB Power to XXI °  secolo .

Poco dopo essere salito al potere nel 1999 , il governo conservatore di Bernard Lord ha commissionato una valutazione delle prospettive future della società alla Toronto-Dominion Bank. Lo studio, le cui conclusioni sono state rese pubbliche 10 anni dopo, propone quattro alternative per assicurare il futuro dell'azienda: lo status quo , la vendita a un acquirente strategico, la privatizzazione tramite IPO o riorganizzazione funzionale. Secondo l'analisi, il valore dell'azienda all'epoca era compreso tra 3,6 e 4,5 miliardi di dollari .

Tra il 2001 e il 2004, il governo Lord ha pagato 3,2 milioni di dollari per i servizi di CIBC World Markets e Salomon Smith Barney per valutare il valore di mercato delle stazioni di Point Lepreau e Coleson Cove , per la loro possibile vendita. Lo studio, noto con i nomi in codice Cartwheel e Lighthouse , ha stimato il valore di questi asset in circa 4,1 miliardi di dollari .

Ristrutturazione

Il governo del Lord ha finalmente riorganizzato l'azienda per separare le sue varie componenti. In base alle modifiche all'Electricity Act approvate nel 2003, le attività di NB Power sono state segmentate in quattro divisioni. La legge mantiene il monopolio della società sulle attività di distribuzione e servizio clienti, trasmissione di elettricità e generazione di energia nucleare, ma apre le porte alla concorrenza nel settore della generazione di energia.

La riorganizzazione crea anche la New Brunswick Electricity Financial Corporation , che si occupa della gestione e del pagamento del debito assunto dalla provincia con pagamenti di dividendi e tasse a carico delle varie controllate.

Gli attuali membri del Consiglio di amministrazione di NB Power sono: Lisa Bastarache, Norm Betts, Graham Brown, Derek Burney, Lino Celeste, Bernard Cyr, Eloi Duguay, Leon Furlong, David Hay, Susan Hicks, Shirley Mears e Jean-Marc Violette.

Rendimento finanziario

Dati finanziari 1998-2009 (anno terminato il 31 marzo)
in milioni di dollari canadesi
2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 2000 1999 1998
Fatturato 1.453 1.712 1.512 1.585 1.403 1 311 1.273 1319 1.309 1.248 1.204 1140
Utile netto (perdita netta) 70 89 21 96 9 (18) (77) 20 (78) 66 (466) (31)
Dividendi dichiarati 13 11 10 12 5 0 0 0 0 0 0 0
Totale attivo 5 190 4.686 4.151 3 969 3.874 3.729 3 387 3 236 3 298 3 359 3.512 4.086
Debito a lungo termine 3 051 2.891 2.869 2.655 2 459 2.814 2.612 2 171 2.624 2.578 2 945 3 175
Equità (deficit) 305 351 231 220 136 (195) (177) (144) (164) (86) (152) 314

Vendita interrotta a Hydro-Québec

Il 29 ottobre 2009, il premier del New Brunswick , Shawn Graham , firma un memorandum d'intesa con la sua controparte del Quebec, Jean Charest , che prevedeva la vendita della maggior parte delle attività di NB Power a Hydro-Quebec per la somma di 4,75  miliardi di CAD . In base all'accordo, Hydro-Québec ottiene il monopolio della trasmissione e distribuzione di elettricità nel New Brunswick ad eccezione di tre reti municipali, situate a Edmundston , Saint-Jean e Perth-Andover . Il primo accordo è arrivato dopo negoziati che sono durati 9 mesi e che sono stati intrapresi su richiesta di Nouveau-Brunsiwck.

La transazione iniziale comprendeva anche l'acquisto della centrale nucleare di Point Lepreau , 7 centrali idroelettriche e le turbine a combustione utilizzate nei periodi di punta, ma in particolare esclude le centrali termiche di Dalhousie, Belledune e Coleson Cove , che saranno gradualmente eliminate. servizio. L'accordo prevede anche una riduzione delle tariffe elettriche industriali per riportarle allo stesso livello di quelle del Quebec, nonché un congelamento quinquennale delle tariffe elettriche per i clienti residenziali e commerciali.

La stampa, sia nel New Brunswick che nel Quebec, ha accolto con favore l'accordo di principio tra i due governi. I tre quotidiani in lingua inglese del gruppo Brunswick News, di proprietà della famiglia Irving , hanno salutato la vendita, con il quotidiano provinciale Telegraph-Journal che lo pubblicizzava come "l'affare del secolo" e lo confrontava addirittura con l'equivalente contemporaneo del Byrne Report, che è all'origine del programma di pari opportunità del governo di Louis J. Robichaud . Tuttavia, la firma dell'accordo in linea di principio ha suscitato notevoli polemiche nell'opinione pubblica del New Brunswick durante l'autunno del 2009. La comunità imprenditoriale è decisamente a favore dell'accordo, ma le altre reazioni alla firma sono state molto più negative.

Un sondaggio di Léger Marketing condotto per i quotidiani del gruppo Quebecor Media a metà novembre 2009 indica che il 60% degli intervistati del New Brunswick si oppone alla transazione proposta, contro solo il 22% che si dichiara favorevole. La situazione è ribaltata in Quebec, dove il 55% dei quebecchesi interrogati sostiene l'acquisto di NB Power da parte della compagnia elettrica del Quebec, contro il 14% che si oppone.

Secondo accordo

Dopo due mesi di polemiche e le notizie secondo cui cinque parlamentari liberali, inclusi tre ministri di gabinetto, si erano opposti all'accordo originale, ha portato il ministro delle finanze Greg Byrne ad annunciare18 gennaio 2010, la conclusione di un nuovo ciclo di negoziati tra i rappresentanti del New Brunswick e del Quebec.

Due giorni dopo, New Brunswick ha annunciato un nuovo accordo che ha ridotto la portata dell'accordo originale. Hydro-Québec acquisirebbe sette centrali idroelettriche (895  MW ), i diesel centrali elettriche di backup a Millbank (400  MW ) e Sainte-Rose (100  MW ) e la stazione nucleare di Pointe Lepreau (635  MW). ), A la fine della sua riparazione, per la somma di $ 3,2 miliardi.

L'accordo prevede che le divisioni di trasmissione e distribuzione di NB Power rimangano di proprietà di New Brunswick, che stipulerebbe un contratto di fornitura a lungo termine. In base a questo contratto di fornitura, la società governativa del Quebec fornirebbe un volume massimo di 14 terawattora di elettricità a 7,35 centesimi per kilowattora, consentendo il congelamento delle tariffe residenziali e commerciali per cinque anni. Le industrie di medie dimensioni vedranno le loro tariffe ridotte del 15%, mentre le grandi aziende di consumo trarrebbero vantaggio da un taglio del 23%, anziché del 30% in base all'accordo originale. La tariffa all'ingrosso contenuta nel contratto verrebbe mantenuta per cinque anni e quindi indicizzata secondo l'indice dei prezzi al consumo del New Brunswick.

Tariffe e clienti

Il mercato del New Brunswick

Dati operativi al 31 marzo 2009
Numero di abbonati Vendite (GWh) Prodotti ( M  CAD ) Consumo medio (kWh)
2008-2009 2007-2008 2008-2009 2007-2008 2008-2009 2007-2008 2008-2009 2007-2008
Addomesticato 309 623 306.383 5.036 5.010 539 519 16.265 16 352
Generale e istituzionale 24.984 24.798 2.372 2369 250 248 94 941 95.325
Industriale 1.904 1.915 4 362 5.589 307 362 2.290.966 2 918 538
Altro 2486 2.417 75 75 25 14 30.169 31.030
Clienti indiretti 41 685 41 451 1.207 1.207 98 94 28 955 29.119
Totale 380 682 376.964 13.052 14.250 1 219 1 237

Al 31 marzo 2008 NB Power contava 376.964 clienti diretti e indiretti raggruppati in tre principali categorie: residenziale e agricola, commerciale e istituzionale e industriale. La categoria Altri comprende in particolare i sistemi di illuminazione pubblica e Clienti indiretti indica le vendite alle reti municipali di Edmudston, Saint-Jean e Perth-Andover.

I tassi di distribuzione sono approvati dal New Brunswick Energy and Utilities Board. Ai sensi della Legge sull'energia elettrica , il Consiglio deve tenere udienze pubbliche per qualsiasi aumento delle tariffe superiore al maggiore tra i seguenti tassi: 3% o indice dei prezzi al consumo .

Prezzi si basa sui costi di fornitura del servizio, che comprendono le spese di fornitura di energia elettrica e costo del carburante, il costo del trasporto di energia elettrica, esercizio, manutenzione e altri costi. Amministrazione, ammortamento su immobilizzazioni , disposizione per la manutenzione degli impianti, cliente crescita.

Le tariffe sono uniformi su tutto il territorio servito dalla divisione Distribuzione e Servizio Clienti di NB Power, ad eccezione degli abbonati nelle zone rurali, il cui canone mensile di abbonamento è fissato a $ 21,63  , ovvero $ 1,90 in  più rispetto ai clienti residenti in città. I prezzi sono stabiliti in base al tipo di consumatore e al volume di consumo. Le tariffe variano generalmente nel loro insieme, al fine di tutelare la sovvenzione incrociata che avviene in particolare tra clienti residenziali, commerciali e industriali.

Note e riferimenti

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