Solenergiens økonomi i Canada

Kilde: rec-cer.gc.ca

Slags

Breakeven-omkostninger blev undersøgt for fire typer arrays:

Boligskala på 5 kW, til modellering af tagpaneler, der leverer strøm til et hjem.

Kommerciel skala på 200 kW, til modellering af mellemstore faciliteter, der leverer strøm til store virksomheder.

Utility-skala på 50 MW, til at modellere store anlæg, der leverer strøm til nettet.

Fællesskabsskala på 200 kW til modellering af mellemstore faciliteter, der leverer strøm til et kvarter eller til en borgerlig bygning, såsom et rekreativt center. Det er vigtigt, at faciliteten antages at være en non-profit, hvilket har skattemæssige konsekvenser, og er grunden til, at samfundsskala modelleres adskilt fra kommerciel skala.

Valg af sted og solisolering

Natural Resources Canadas Canadian Geographical Names Database blev brugt til at finde websteder, der kunne betragtes som fællesskaber. Bredde- og længdegraden af ​​hvert sted blev brugt til at downloade de geografisk nærmeste, typiske meteorologiske år (TMY) solbestrålingsdata fra det amerikanske energiministeriums National Solar Radiation Database (NSRDB). For Yukon, Northwest Territories og Nunavut blev data fra Canada Weather Year for Energy Calculation (CWEC) fra Environment and Climate Change Canada (ECCC) brugt til at bestemme mængden af ​​sollys pr. time, hvilket begrænsede antallet af samfund, der kunne undersøges. I alt blev 21 546 fællesskaber undersøgt.

For hvert samfund var der således typisk solbestråling på timebasis til rådighed for et kalenderår til at beregne indfaldende lys på et solpanel, hvor solens position på himlen blev bestemt ud fra ligninger fra US National Oceanic and Atmospheric Administration. Milde tab af strøm blev antaget at forekomme i vintermånederne på grund af snedække, selvom nogle gevinster fra reflekteret lys var inkluderet, som estimeret ud fra de nærmeste CWEC-albedodata. Tilsmudsning blev antaget at reducere produktionen med 5 % året rundt. Det samme NSRDB-datasæt indeholder timetemperaturer, som også blev brugt i modellen.

Array ydeevne

Et typisk solpanel blev brugt til at bestemme omdannelsen af ​​solindstråling til elektricitet, som estimeret ud fra NREL-modeller for panelydelse. Paneler blev antaget at vende ret syd for at maksimere modtaget sollys. Panelhældningen for kommercielle, samfunds- og utility-skala arrays var breddegrad minus ni grader.^{Fodnote 11}Tagpaneler var vippet med 27 grader, en normal hældning for canadiske tage.

Bolig-, kommerciel- og samfundsskala-arrays blev antaget at have faste monteringer (dvs. paneler roterer ikke, når solen bevæger sig på himlen). Projekter i nytteskala blev modelleret på to måder: den ene måde med faste monteringer og den anden med enkeltaksede trackere (som maksimalt kunne rotere 90 grader på deres akser). Indfaldsvinkler for arrays blev estimeret ved hjælp af NREL-ligninger.

Små tab blev inkluderet for tidlig og sen dag skygge. Små tab var også inkluderet for ledninger (AC og DC), modulmismatch og invertertab for at konvertere DC til AC. Linjetab for forsyningsskala-arrays varierede efter provins baseret på provinstakster. Panelets ydeevne blev antaget at blive forringet med 0,5 % om året i løbet af projektets levetid. NSRDB timetemperaturer blev brugt til at justere panelets ydeevne.

Kapitalomkostninger

Installationsomkostninger var baseret på en NREL-undersøgelse af 2017 solcelleanlægsomkostninger. Tre prissætningsscenarier blev udviklet ved at fremskrive 2017-omkostninger i 2018, 2023 og 2028 ved hjælp af historiske tendenser (henholdsvis nuværende, nær fremtid og en lavprisfremtid). Amerikanske skatter blev fjernet, og værdierne blev konverteret til canadiske dollars med en C$1,25/US$ valutakurs. De tre prisscenarier blev afsluttet efter høring af industrien og justering af estimater, hvor det var nødvendigt. De tre scenarier omfatter hardwareomkostninger (såsom paneler og invertere) og bløde omkostninger (installation og udvikling).

Arrays blev antaget at holde 25 år. Halvvejs gennem levetiden af ​​alle typer arrays antog man, at der skulle installeres nye invertere. Halvvejs gennem levetiden af ​​utility-scale arrays med trackere, blev der antaget nye trackere at blive installeret. Ved udgangen af ​​25 år blev der påført en ekstra kapitaludgift til afhjælpning. Restværdien af ​​paneler efter 25 år var 25 % af deres oprindelige pris. Restværdien af ​​andet udstyr blev antaget at være 15%.

Jordomkostninger til solcelleanlæg i brugsskala var baseret på Statistics Canadas skøn over landbrugsjord og bygningsværdier i hver provins.^{Fodnote 13}Det er vigtigt, at omkostningerne blev øget i nogle områder (for eksempel det sydlige Ontario og det nedre fastland i British Columbia) på grund af stor efterspørgsel efter fast ejendom. Grundomkostninger til erhverv, samfund og boliger blev antaget at være nul, fordi systemerne ville blive installeret på en eksisterende tagterrasse eller ejendom, der allerede var ejet.

Takster, transmission og driftsomkostninger

Analysen omfatter to scenarier for tilslutning af solenergianlæg i forsyningsskala til transmissionssystemer: et med provinsiale open-access transmissionstakster (OATT'er) anvendt, og et andet uden dem, for bedre at forstå takstomkostninger og hvordan økonomien i elkøbsaftaler kan variere. fra uafhængige producenter (eller hvis arrays i stor brugsskala producerer til lokale distributionssystemer i stedet for til transmissionssystemer). Taksterne kan være lavere end angivet her, hvis produktion er en del af en portefølje, og driftsreservetjenesterne, som betaler for backupproduktion i tilfælde af udfald, kommer fra porteføljen i stedet for at betale transmissionsudbyderen for dem.

Yukon, Northwest Territories og Nunavut har i øjeblikket ikke tariffer, fordi de ikke producerer elektricitet til det nordamerikanske marked. Newfoundland og Labrador er i øjeblikket ved at udvikle en OATT. Albertas takst er baseret på Alberta Electric System Operators (AESO's) tilslutningsomkostninger, AESO's rate leveringstransmissionsservice og et estimat af AESO's konstruktions- og generatorbidrag finansieret over 25 år.

I mellemtiden blev vedligeholdelse antaget at være $15/MW. Forbindelsesledningen til at tilslutte solenergi i brugsskala til nettet blev antaget at koste $5/MW.h (baseret på en 10 km linje og et mellemstort anlæg).

Finansiere

ESPC estimerer et projekts nutidsværdi for at modellere dets økonomi. Der blev anvendt en nominel diskonteringsrente på 5,75 % for solenergianlæg i forsynings- og lokalskala, baseret på kapitalomkostningerne til solenergi i Canada i 2017. Anlæg i kommerciel skala blev antaget at have en nominel diskonteringsrente på 5,81 %, baseret på de vægtede gennemsnitlige kapitalomkostninger for alle industrier i USA. Solenergi i boligskala blev antaget at have en nominel diskonteringsrente på 5 %, fordi hvis boligsystemet er beregnet til at spare ejeren penge, så skal det måles i forhold til andre investeringsmuligheder (hvor 5 % årligt afkast ville være rimeligt for en lav - til mellemrisikoafbalanceret fond). Inflationen blev antaget at være 2%, og alle omkostninger er i 2018 dollars.

Det forventede afkast for brugsbedrifter blev antaget at være 10 %. Ellers blev afkastet for kommercielle, samfunds- og boligsystemer antaget at være 0 %, fordi disse ikke er profitorienterede systemer, men kun håber at få dækket deres omkostninger. Fordi de canadiske elpriser er steget hurtigere end inflationen, blev det antaget, at den reelle værdi af den producerede elektricitet ville stige med 1,91 % om året, det årlige gennemsnit fra 2010 til 2017 (dvs. om 10 år ville energiafgifterne være 19,1 % højere end de nuværende, reelle priser, og om 25 år vil energiafgifterne være 47,75 % højere end de nuværende, reelle priser). Ellers blev priserne ikke forhøjet over tid for at modellere tilføjelser af dyr elproduktion, da elsektoren reducerer sit CO2-fodaftryk.

Indkomstskatter blev trukket fra indtægterne baseret på føderale og provinsielle selskabsskattesatser for forsyningsanlæg. Anlæg i boligskala betalte salgsafgifter for værdien af ​​elektricitet, der returneres til nettet for kreditter, fordi der stadig betales salgsafgifter af den forbrugte elektricitet i de senere måneder, før en eventuel kredit anvendes. Lokale faciliteter betalte ingen indkomstskat, fordi de blev antaget at være almennyttige. Kommercielle faciliteter betalte ingen indkomstskat, fordi det blev antaget, at al elektricitet ville blive forbrugt på stedet. Der blev ikke pålagt kulstofafgifter på nogen form for projekt.

Driftsomkostninger, rentebetalinger (forudsat 60 % gæld) og en accelereret kapitalomkostningsgodtgørelse (CCA)^{Fodnote 17}blev fratrukket indkomstskatter for forsyningsanlæg. CCA-fradrag blev ikke anvendt på kommercielle anlæg, fordi det blev antaget, at al elektricitet ville blive forbrugt på stedet, og der skulle derfor ikke betales indkomstskat af produceret elektricitet. For projekter i bolig- og erhvervsskala blev der pålagt salgsafgifter på alle kapitalomkostninger. For projekter i forsyningsskala blev der kun pålagt salgsafgifter på udstyr og installation. Der blev ikke pålagt salgsafgifter på kapitalomkostningerne til projekter i lokalsamfundsskala, som blev antaget at være almennyttige.

Timepris

To prissætningsscenarier blev brugt:

fast prisfastsættelse (dvs. uden timevariationer). Mange bolig-, erhvervs- og samfundsforbrugere betaler faste takster for deres elektricitet. Fast prisfastsættelse blev også undersøgt for faciliteter i brugsskala, fordi forskellen mellem den og "tid på dagen-priser" kan hjælpe med at vise den præmie, som prisfastsættelse på tidspunkter tjener.

Priser på tidspunkter, fordi solenergi genererer elektricitet i dagtimerne, hvor efterspørgslen er størst, og elektricitet har mest værdi. Prissætning på tidspunkter hjælper med at vise den præmie, som solenergiprojekter tjener, inklusive forsyningsskala. I mellemtiden udruller provinser i stigende grad smarte målere til boliger og virksomheder, så forsyningsselskaber kan måle forbrug efter tidspunkt på dagen og anvende tidspunkter på forbrug.

For at modellere priser på tidspunkter blev typiske prisrabatter og præmier ved lav-, midt- og spidsbelastningsperioder bestemt ved at sammenligne timepriser med gennemsnitlige daglige priser for vinter- og sommerdage og på en engrospris og bolig -prisgrundlag. Imidlertid har kun to provinser (Ontario og Alberta) engrosmarkeder, hvorfra man kan foretage disse skøn. I mellemtiden er det kun Ontario og Nova Scotia, der har boligpriser på tidspunktet på dagen. På grund af manglen på data blev timerabatterne og præmierne fra nogle provinser således anvendt på andre.

Det er vigtigt, at høje indtrængninger af solenergi i Canadas elmix forventes at sænke præmier midt på dagen og udjævne daglige pristoppe. Derfor bør denne analyse kun overvejes for lav indtrængning af solenergi.

Forbrug på stedet

Boligefterspørgslen efter elektricitet i hver provins blev antaget som minimum at være landsgennemsnittet.^{Fodnote 18}Provinser med højere boligforbrug end landsgennemsnittet brugte deres provinsestimat. Provinser blev løftet til det nationale gennemsnit, fordi solenergiproduktion kunne føre til højere elektrificering af nogle husholdningsapparater, såsom vandvarmere og komfurer, og kan tilføje andre elektrificerede apparater, såsom aircondition.

Produktion fra et boliganlæg, der var større end boligforbrug, blev antaget at blive returneret til nettet for en kredit, som derefter blev brugt til at udligne elforbrug af samme værdi, når solcelleanlægget ikke producerede så meget elektricitet, som f.eks. vinter. Værdierne af kreditter var baseret på estimater af aktuelle, variable energiafgifter i hver provins og blev ændret med timerabatter og præmier i tidsscenarier.

Kommercielle og lokale websteder blev antaget at forbruge al den elektricitet, de producerede. Nytteprojekter blev antaget at have intet forbrug på stedet (dvs. forbruget ville blive dækket af deres driftsomkostninger).

Sammenlignelige elpriser

Sammenlignelige elpriser for solenergi i boliger blev bestemt ud fra boligenergiafgifter og andre variable afgifter offentliggjort af provinsielle og territoriale forsyningsselskaber og eludbydere. I Ontario og Alberta blev der beregnet et gennemsnit af flere byer for at bestemme den sammenlignelige elpris. Disse priser inkluderer ikke faste afgifter, som forbliver de samme på hver regning, uanset hvor meget strøm der forbruges. Det er således lidt dyrere at købe el til boliger fra lokale forsyningsselskaber end angivet her.

Fordi efterspørgsel efter elektricitet i kommerciel skala kan være så varierende fra sektor til sektor, blev estimater fra Manitoba Hydros og Hydro Quebecs elprisundersøgelser beregnet som gennemsnit for hver provins. Det blev antaget 200 MW.h elektricitet er antaget månedligt ved 500 kW spidsbelastning. Det blev også antaget, at transformation var brugseje. For områderne blev energiafgifter offentliggjort af lokale forsyningsselskaber brugt.

For projekter i forsyningsskala blev den gennemsnitlige årlige engros-elpris brugt til den sammenlignelige elpris i Ontario og Alberta, de eneste to provinser med engrosmarkeder. Ellers blev der brugt forhandlerpriser eller store energiafgifter i industrien, fordi disse ville være det næstbedste skøn over, hvad engrospriser er, selvom de stadig kunne være højere end de reelle produktionsomkostninger.