Økonomi for solenergi i Canada

Kilde: rec-cer.gc.ca

Type

Breakeven-kostnader ble undersøkt for fire typer arrays:

Boligskala på 5 kW, for å modellere takmatriser som leverer strøm til et hjem.

Kommersiell skala på 200 kW, for å modellere mellomstore anlegg som gir strøm til store bedrifter.

Nytteskala på 50 MW, for å modellere store anlegg som leverer strøm til nettet.

Samfunnsskala på 200 kW, for å modellere mellomstore anlegg som gir strøm til et nabolag eller til en samfunnsbygning, for eksempel et rekreasjonssenter. Viktigere er at anlegget antas å være en ideell organisasjon, noe som har skattemessige implikasjoner, og er grunnen til at samfunnsskala modelleres separat fra kommersiell skala.

Stedsvalg og solcelleisolasjon

Natural Resources Canadas Canadian Geographical Names Database ble brukt til å finne nettsteder som kunne betraktes som samfunn. Bredde- og lengdegraden til hvert sted ble brukt til å laste ned de geografisk nærmeste, typiske meteorologiske år (TMY) solbestrålingsdataene fra US Department of Energy's National Solar Radiation Database (NSRDB). For Yukon, Northwest Territories og Nunavut ble data fra Canada Weather Year for Energy Calculation (CWEC) fra Environment and Climate Change Canada (ECCC) brukt til å bestemme mengden av sollys per time, noe som begrenset antall samfunn som kunne undersøkes. Til sammen ble 21 546 fellesskap undersøkt.

Således, for hvert samfunn, var typisk solbestråling per time for et kalenderår tilgjengelig for å beregne innfallende lys på et solcellepanel, der solens posisjon på himmelen ble bestemt ut fra ligninger fra US National Oceanic and Atmospheric Administration. Milde tap av kraft ble antatt å forekomme i vintermånedene på grunn av snødekke, selv om noen gevinster fra reflektert lys ble inkludert, som estimert fra de nærmeste CWEC-albedodataene. Tilsmussing ble antatt å redusere produksjonen med 5 % året rundt. Det samme NSRDB-datasettet inkluderer timetemperaturer, som også ble brukt i modellen.

Array ytelse

Et typisk solcellepanel ble brukt til å bestemme konverteringen av solinnstråling til elektrisitet, som estimert fra NREL-modeller for panelytelse. Paneler ble antatt å vende rett sør for å maksimere mottatt sollys. Paneltilt for matriser i kommersielle, fellesskaps- og bruksskalaer var breddegrad minus ni grader.^{Fotnote 11}Takpaneler ble vippet i 27 grader, en normal helning for kanadiske hustak.

Oppstillinger i bolig-, kommersiell- og samfunnsskala ble antatt å ha faste monteringer (dvs. paneler roterer ikke når solen beveger seg på himmelen). Prosjekter i nytteskala ble modellert på to måter: den ene måten med faste fester og den andre med enaksede sporere (som maksimalt kunne rotere 90 grader på deres akser). Innfallsvinkler for matriser ble estimert ved å bruke NREL-ligninger.

Små tap ble inkludert for skyggelegging tidlig og sent på dagen. Små tap ble også inkludert for kabling (AC og DC), modulutilpasning og invertertap for å konvertere DC til AC. Linjetap for matriser i nytteskala varierte etter provins basert på provinsielle tariffer. Panelytelsen ble antatt å reduseres med 0,5 % per år i løpet av prosjektets levetid. NSRDB timetemperaturer ble brukt for å justere panelytelsen.

Kapitalkostnader

Installasjonskostnadene var basert på en NREL-studie av solsystemkostnadene for 2017. Tre prisscenarier ble utviklet ved å projisere 2017-kostnader inn i 2018, 2023 og 2028 ved å bruke historiske trender (henholdsvis nåværende, nær fremtid og en lavkostnadsfremtid). Amerikanske skatter ble fjernet og verdiene konvertert til kanadiske dollar med en C$1,25/US$ valutakurs. De tre prisscenarioene ble ferdigstilt etter konsultasjon med industrien og justering av estimater der det var nødvendig. De tre scenariene inkluderer maskinvarekostnader (som paneler og vekselrettere) og myke kostnader (installasjon og utvikling).

Arrays ble antatt å vare i 25 år. Halvveis i levetiden til alle typer arrays ble det antatt å installere nye invertere. Halvveis gjennom levetiden til verktøyskala-arrayer med trackere, ble det antatt at nye trackere ble installert. Ved utløpet av 25 år ble det påført en ekstra kapitalutgift for utbedring. Restverdien av paneler etter 25 år var 25 % av opprinnelig kostnad. Restverdien av annet utstyr ble antatt å være 15 %.

Landkostnader for solcellepaneler i bruksskala var basert på Statistics Canada-estimater av jordbruksland og bygningsverdier i hver provins.^{Fotnote 13}Viktigere er at kostnadene ble økt i noen områder (for eksempel Sør-Ontario og det nedre fastlandet i British Columbia) på grunn av stor etterspørsel etter eiendom. Tomtekostnader for nærings-, samfunns- og boliger ble antatt å være null, fordi systemene ville bli installert på et eksisterende tak eller eiendom som allerede eies.

Tariffer, overføring og driftskostnader

Analysen inkluderer to scenarier for å koble solenergianlegg i bruksskala til overføringssystemer: ett med provinsielle overføringstariffer for åpen tilgang (OATT) brukt, og et annet uten dem, for bedre å forstå tariffkostnader og hvordan økonomien i kraftkjøpsavtaler kan variere. fra uavhengige produsenter (eller hvis arrays i stor nytteskala produserer til lokale distribusjonssystemer i stedet for til overføringssystemer). Tariffene kan være lavere enn angitt her dersom produksjon er en del av en portefølje og driftsreservetjenestene, som betaler for reserveproduksjon ved driftsstans, kommer fra porteføljen i stedet for å betale overføringsleverandøren for dem.

Yukon, Northwest Territories og Nunavut har for øyeblikket ikke tariffer, fordi de ikke produserer strøm til det nordamerikanske markedet. Newfoundland og Labrador utvikler for tiden en OATT. Albertas tariff er basert på Alberta Electric System Operators (AESOs) tilkoblingskostnader, AESOs takstforsyningsoverføringstjeneste og et estimat av AESOs konstruksjons- og generatorbidrag finansiert over 25 år.

I mellomtiden ble vedlikehold antatt å være $15/MW. Tilkoblingslinjen for å koble solenergi i bruksskala til nettet ble antatt å koste $ 5/MW.h (basert på en 10 km linje og et mellomstort anlegg).

Finansiere

ESPC estimerer et prosjekts nåverdi for å modellere dets økonomi. En nominell diskonteringsrente på 5,75 % ble brukt for solenergianlegg i bruks- og samfunnsskala, basert på kapitalkostnaden for solenergi i Canada i 2017. Anlegg i kommersiell skala ble antatt å ha en nominell diskonteringsrente på 5,81 %, basert på den veide gjennomsnittlige kapitalkostnaden for alle bransjer i USA. Solenergi i boligskala ble antatt å ha en nominell diskonteringsrente på 5 %, fordi hvis boligsystemet er ment å spare eieren penger, bør det måles mot andre investeringsmuligheter (hvor 5 % årlig avkastning ville være rimelig for en lav - til middels risikobalansert fond). Inflasjonen ble antatt å være 2 % og alle kostnader er i 2018-dollar.

Forventet avkastning for bruksbruk ble antatt å være 10 %. Ellers ble avkastningen for kommersielle, samfunns- og boligsystemer antatt å være 0 %, fordi disse ikke er profittorienterte systemer, men bare håper å få dekket kostnadene. Fordi de kanadiske elektrisitetsprisene har steget raskere enn inflasjonsraten, ble det antatt at den reelle verdien av elektrisitet som ble generert ville øke med 1,91 % per år, det årlige gjennomsnittet fra 2010 til 2017 (dvs. om 10 år ville energikostnadene være 19,1 % høyere enn gjeldende, reelle priser, og om 25 år vil energiavgiftene være 47,75 % høyere enn gjeldende, reelle priser). Ellers ble ikke prisene økt over tid for å modellere tillegg av dyr elektrisitetsproduksjon ettersom kraftsektoren reduserer sitt karbonavtrykk.

Inntektsskatter ble trukket fra inntektene basert på føderale og provinsielle selskapsskattesatser for anlegg i bruksskala. Innretninger i boligskala betalte omsetningsavgift for verdien av elektrisitet som ble returnert til nettet for kreditter, fordi det fortsatt betales omsetningsavgift på elektrisiteten som forbrukes i de senere månedene før noen kreditt brukes. Fellesskapsanlegg betalte ingen inntektsskatt, fordi de ble antatt å være ideelle. Innretninger i kommersiell skala betalte ingen inntektsskatt, fordi det ble antatt at all elektrisitet ville bli forbrukt på stedet. Ingen karbonavgifter ble pålagt noen type prosjekter.

Driftskostnader, rentebetalinger (forutsatt 60 % gjeld) og en akselerert kapitalkostnadsgodtgjørelse (CCA)^{Fotnote 17}ble trukket fra inntektsskatt for anlegg i bruksskala. CCA-fradrag ble ikke brukt på anlegg i kommersiell skala, fordi det ble antatt at all elektrisitet ville bli forbrukt på stedet, og dermed skulle det ikke betales inntektsskatt på generert elektrisitet. For prosjekter i boligskala og kommersiell skala ble det pålagt salgsavgift på alle kapitalkostnader. For prosjekter i bruksskala ble omsetningsavgift bare pålagt utstyr og installasjon. Ingen omsetningsavgifter ble pålagt kapitalkostnadene til prosjekter i samfunnsskala, som ble antatt å være ideelle.

Timepris

To prisscenarier ble brukt:

flat prising (dvs. uten timevariasjon). Mange bolig-, kommersielle og samfunnsforbrukere betaler faste priser for strømmen sin. Flatprising ble også undersøkt for anlegg i bruksskala, fordi forskjellen mellom den og "tidspunktprising" kan bidra til å vise premien som prising på tidspunkt tjener.

Priser på døgnet, fordi solenergi genererer elektrisitet i dagslys, når etterspørselen er størst og elektrisitet har mest verdi. Tidsprising hjelper med å vise premien som solenergiprosjekter tjener, inkludert nytteskala. I mellomtiden ruller provinsene i økende grad ut smarte målere til hjem og bedrifter, slik at verktøy kan måle forbruk etter tid på døgnet og bruke klokkeslettpriser på forbruk.

For å modellere priser på klokkeslett, ble typiske rabatter og premier i lav-, midt- og høytider fastsatt ved å sammenligne timepriser med gjennomsnittlige dagspriser for vinter- og sommerdager og på engrospriser og boliger. -prisgrunnlag. Imidlertid har bare to provinser (Ontario og Alberta) engrosmarkeder å gjøre disse estimatene fra. I mellomtiden er det bare Ontario og Nova Scotia som har boligpriser på tidspunktet på dagen. På grunn av mangelen på data ble timerabattene og premiene fra noen provinser påført andre.

Viktigere, høy penetrasjon av solenergi i Canadas elektrisitetsmiks forventes å redusere mid-dag-premiene og flate ut daglige pristopper. Derfor bør denne analysen vurderes kun for lav penetrasjon av solenergi.

Forbruk på stedet

Boligbehovet etter elektrisitet i hver provins ble antatt å være minimum det nasjonale gjennomsnittet.^{Fotnote 18}Provinser med høyere boligforbruk enn landsgjennomsnittet brukte sitt provinsielle anslag. Provinser ble løftet til det nasjonale gjennomsnittet, fordi solenergi kan føre til høyere elektrifisering av enkelte husholdningsapparater, som varmtvannsberedere og komfyrer, og kan legge til andre elektrifiserte apparater, som klimaanlegg.

Produksjon fra en boliggruppe som overskred boligforbruket ble antatt å bli returnert til nettet for en kreditt, som deretter ble brukt til å utligne strømforbruk av samme verdi når solcellepanelet ikke produserte så mye strøm, som i vinter. Verdiene av kreditter var basert på estimater av gjeldende, variable energiavgifter i hver provins, og ble modifisert av timerabatter og premier i tidsscenarier.

Kommersielle nettsteder og samfunnssteder ble antatt å forbruke all elektrisiteten de genererte. Prosjekter i nytteskala ble antatt å ikke ha noe forbruk på stedet (dvs. at forbruket ville bli dekket av driftskostnadene).

Sammenlignbare strømpriser

Sammenlignbare elektrisitetspriser for solenergi i boligskala ble bestemt ut fra boligenergiavgifter og andre variable avgifter publisert av provinsielle og territorielle verktøy og strømleverandører. I Ontario og Alberta ble gjennomsnittet av flere byer beregnet for å bestemme den sammenlignbare strømprisen. Disse prisene inkluderer ikke faste kostnader, som forblir de samme på hver regning uansett hvor mye strøm som forbrukes. Dermed er det litt dyrere å kjøpe strøm til boliger fra lokale forsyninger enn angitt her.

Fordi etterspørselen etter elektrisitet i kommersiell skala kan være så varierende fra sektor til sektor, ble estimater fra Manitoba Hydros og Hydro Quebecs elektrisitetsprisundersøkelser beregnet for hver provins. Det ble antatt 200 MW.h elektrisitet er antatt månedlig ved 500 kW toppbehov. Det ble også antatt at transformasjon var brukseid. For territoriene ble energiavgifter publisert av lokale verktøy brukt.

For prosjekter i nytteskala ble den gjennomsnittlige, årlige engros-elektrisitetsprisen brukt for den sammenlignbare strømprisen i Ontario og Alberta, de eneste to provinsene med engrosmarkeder. Ellers ble forhandlerpriser eller store energikostnader brukt i industrien, fordi disse ville være det nest beste anslaget på hva engrospriser er, men de kan fortsatt være høyere enn den reelle produksjonskostnaden.