Ekonomika energii słonecznej w Kanadzie

Źródło: rec-cer.gc.ca

Typ

Zbadano koszty rentowności dla czterech typów tablic:

Skala mieszkaniowa o mocy 5 kW do modelowania paneli dachowych dostarczających energię do domu.

Skala komercyjna 200 kW, do modelowania średniej wielkości obiektów dostarczających energię dla dużych przedsiębiorstw.

Skala użytkowa 50 MW, do modelowania dużych obiektów dostarczających energię do sieci.

Skala społecznościowa 200 kW, do modelowania średniej wielkości obiektów dostarczających energię do sąsiedztwa lub budynku użyteczności publicznej, takiego jak ośrodek rekreacyjny. Co ważne, zakłada się, że obiekt ma charakter non-profit, co ma konsekwencje podatkowe i jest powodem, dla którego modelowanie skali społecznościowej odbywa się oddzielnie od skali komercyjnej.

Wybór miejsca i nasłonecznienie

Do znalezienia miejsc, które można uznać za społeczności, wykorzystano kanadyjską bazę danych nazw geograficznych Natural Resources Canada. Szerokość i długość geograficzną każdego miejsca wykorzystano do pobrania najbliższych geograficznie danych dotyczących napromieniowania słonecznego w typowym roku meteorologicznym (TMY) z krajowej bazy danych o promieniowaniu słonecznym (NSRDB) Departamentu Energii Stanów Zjednoczonych. W przypadku Jukonu, Terytoriów Północno-Zachodnich i Nunavut do określenia ilości godzinnego światła słonecznego wykorzystano dane z Kanadyjskiego Roku Pogody do Obliczania Energii (CWEC) z Kanadyjskiego Środowiska i Zmian Klimatu (ECCC), co ograniczało liczbę społeczności, które można było zbadać. W sumie zbadano 21 546 społeczności.

Zatem dla każdej społeczności dostępne było typowe godzinne nasłonecznienie słoneczne w roku kalendarzowym do obliczenia światła padającego na panel słoneczny, a pozycja słońca na niebie została określona na podstawie równań amerykańskiej Narodowej Administracji Oceanicznej i Atmosferycznej. Założono, że w miesiącach zimowych z powodu pokrywy śnieżnej wystąpią łagodne straty mocy, chociaż uwzględniono pewne zyski wynikające ze światła odbitego, jak oszacowano na podstawie najbliższych danych albedo CWEC. Założono, że zabrudzenie zmniejsza wydajność o 5% przez cały rok. Ten sam zbiór danych NSRDB obejmuje temperatury godzinowe, które również wykorzystano w modelu.

Wydajność tablicy

Do określenia konwersji natężenia promieniowania słonecznego na energię elektryczną, oszacowanej na podstawie modeli wydajności paneli NREL, wykorzystano typowy panel słoneczny. Założono, że panele będą skierowane na południe, aby zmaksymalizować ilość docierającego światła słonecznego. Nachylenie panelu w przypadku macierzy na skalę komercyjną, społeczną i użyteczności publicznej wynosiło minus dziewięć stopni szerokości geograficznej.^{Przypis 11}Panele dachowe zostały nachylone pod kątem 27 stopni, co jest normalnym nachyleniem dla dachów kanadyjskich.

Założono, że tablice na skalę mieszkaniową, komercyjną i społeczną mają stałe mocowania (tj. panele nie obracają się, gdy słońce porusza się po niebie). Projekty w skali użytkowej modelowano na dwa sposoby: jeden ze stałymi mocowaniami, a drugi z jednoosiowymi trackerami (które mogły obracać się maksymalnie o 90 stopni wokół swoich osi). Kąty padania dla tablic oszacowano za pomocą równań NREL.

Małe straty uwzględniono w przypadku cieniowania wczesnego i późnego dnia. Uwzględniono także niewielkie straty w okablowaniu (AC i DC), niedopasowanie modułów i utratę falownika podczas konwersji prądu stałego na prąd przemienny. Straty na linii w przypadku macierzy o skali użytkowej różniły się w zależności od prowincji na podstawie stawek prowincjonalnych. Założono, że wydajność panelu będzie się pogarszać o 0,5% rocznie w trakcie trwania projektu. Do regulacji wydajności panelu wykorzystano godzinowe temperatury NSRDB.

Koszty kapitałowe

Koszty instalacji oparto na badaniu NREL dotyczącym kosztów systemów fotowoltaicznych w 2017 r. Opracowano trzy scenariusze cenowe poprzez prognozowanie kosztów 2017 r. na lata 2018, 2023 i 2028 przy użyciu trendów historycznych (odpowiednio bieżących, niedalekiej przyszłości i przyszłości niskich kosztów). Podatki amerykańskie zostały usunięte, a wartości przeliczone na dolary kanadyjskie po kursie wymiany 1,25 CAD/USD. Trzy scenariusze cenowe sfinalizowano po konsultacjach z branżą i, w razie potrzeby, dostosowaniu szacunków. Trzy scenariusze obejmują koszty sprzętu (takiego jak panele i falowniki) oraz koszty miękkie (instalacja i rozwój).

Założono, że tablice wytrzymają 25 lat. Zakładano, że w połowie cyklu życia wszystkich typów macierzy zostaną zainstalowane nowe falowniki. Założono, że w połowie cyklu życia tablic wyposażonych w moduły śledzące na skalę użytkową zostaną zainstalowane nowe moduły śledzące. Po upływie 25 lat zastosowano dodatkowy wydatek inwestycyjny na rekultywację. Wartość rezydualna paneli po 25 latach wynosiła 25% ich pierwotnego kosztu. Przyjęto, że wartość rezydualna pozostałego sprzętu wynosi 15%.

Koszty gruntów pod panele słoneczne na skalę użytkową zostały oparte na szacunkach kanadyjskiego urzędu statystycznego dotyczących wartości gruntów rolnych i budynków w każdej prowincji.^{Przypis 13}Co ważne, w niektórych obszarach (np. w południowym Ontario i na dolnym kontynencie Kolumbii Brytyjskiej) koszty wzrosły ze względu na duży popyt na nieruchomości. Założono, że koszty gruntów pod obiekty komercyjne, społeczne i mieszkalne wyniosą zero, ponieważ systemy zostaną zainstalowane na istniejącym dachu lub już posiadanej nieruchomości.

Taryfy, przesył i koszty operacyjne

Analiza obejmuje dwa scenariusze podłączenia obiektów fotowoltaicznych do systemów przesyłowych: jeden z zastosowaniem prowincjonalnych taryf przesyłowych o otwartym dostępie (OATT), a drugi bez nich, aby lepiej zrozumieć koszty taryf i różnice w ekonomice umów zakupu energii od niezależnych producentów (lub jeśli duże sieci na skalę przemysłową produkują do lokalnych systemów dystrybucyjnych zamiast do systemów przesyłowych). Taryfy mogą być niższe niż tu wskazane, jeżeli wytwarzanie stanowi część portfela, a usługi rezerwy operacyjnej, które opłacają generację rezerwową w przypadku awarii, pochodzą z portfela, a nie płacą za nie dostawcy przesyłu.

Jukon, Terytoria Północno-Zachodnie i Nunavut nie mają obecnie taryf, ponieważ nie produkują energii elektrycznej na rynek północnoamerykański. Nowa Fundlandia i Labrador opracowują obecnie OATT. Taryfa Alberty opiera się na kosztach przyłączenia operatora systemu elektrycznego Alberty (AESO), stawkach za usługi przesyłowe dostaw AESO oraz szacunkowym wkładzie AESO na budowę i wkład generatora finansowany przez 25 lat.

Tymczasem przyjęto, że koszty utrzymania wyniosą 15 USD/MW. Założono, że koszt linii przyłączeniowej umożliwiającej podłączenie fotowoltaiki do sieci będzie wynosić 5 USD/MW.h (w oparciu o linię o długości 10 km i obiekt średniej wielkości).

Finanse

ESPC szacuje aktualną wartość netto projektu w celu modelowania jego ekonomiki. W przypadku obiektów fotowoltaicznych o zasięgu ogólnodostępnym i lokalnym zastosowano nominalną stopę dyskontową w wysokości 5,75% na podstawie kosztu kapitału w fotowoltaikę w Kanadzie w 2017 r. Założono, że obiekty na skalę komercyjną mają nominalną stopę dyskontową w wysokości 5,81% na podstawie średni ważony koszt kapitału dla wszystkich gałęzi przemysłu w Stanach Zjednoczonych. Założono, że energia słoneczna na skalę mieszkaniową ma nominalną stopę dyskontową wynoszącą 5%, ponieważ jeśli system mieszkaniowy ma na celu oszczędzanie pieniędzy właściciela, należy go mierzyć w porównaniu z innymi możliwościami inwestycyjnymi (gdzie 5% roczny zwrot byłby rozsądny przy niskim - do funduszu zrównoważonego średniego ryzyka). Założono, że inflacja wyniesie 2%, a wszystkie koszty podano w dolarach z 2018 roku.

Założono, że oczekiwana stopa zwrotu dla gospodarstw o ​​skali użytkowej wyniesie 10%. W przeciwnym razie przyjęto stopę zwrotu dla systemów komercyjnych, komunalnych i mieszkaniowych na poziomie 0%, ponieważ nie są to systemy nastawione na zysk, a jedynie nadzieję na odzyskanie poniesionych kosztów. Ponieważ ceny energii elektrycznej w Kanadzie rosły szybciej niż stopa inflacji, założono, że realna wartość wytworzonej energii elektrycznej będzie rosła o 1,91% rocznie, czyli średniorocznie w latach 2010–2017 (tj. za 10 lat opłaty za energię wyniosą 19,1 % wyższe od obecnych, realnych cen, a za 25 lat opłaty za energię będą o 47,75% wyższe od obecnych, realnych cen). W przeciwnym razie ceny nie były zwiększane z biegiem czasu, aby modelować dodatkowe wytwarzanie drogiej energii elektrycznej, ponieważ sektor energetyczny zmniejsza swój ślad węglowy.

Podatki dochodowe odjęto od przychodów w oparciu o federalne i prowincjonalne stawki podatku dochodowego od osób prawnych dla obiektów o skali użyteczności publicznej. Obiekty mieszkalne płaciły podatek od sprzedaży od wartości energii elektrycznej zwróconej do sieci w ramach kredytów, ponieważ podatki od sprzedaży są nadal płacone od energii elektrycznej zużytej w późniejszych miesiącach przed przyznaniem kredytu. Obiekty o zasięgu ogólnospołecznym nie płaciły podatku dochodowego, ponieważ zakładano, że mają charakter non-profit. Obiekty o skali komercyjnej nie płaciły podatku dochodowego, ponieważ zakładano, że cała energia elektryczna będzie zużywana na miejscu. Do żadnego rodzaju projektu nie zastosowano żadnego podatku węglowego.

Koszty operacyjne, płatności odsetek (przy założeniu 60% zadłużenia) i przyspieszona ulga z tytułu kosztów kapitałowych (CCA)^{Przypis 17}zostały odliczone od podatku dochodowego dla obiektów użyteczności publicznej. Odliczeń z tytułu CCA nie stosowano w przypadku obiektów o skali komercyjnej, ponieważ zakładano, że cała energia elektryczna będzie zużywana na miejscu, w związku z czym od wytworzonej energii elektrycznej nie trzeba było płacić podatku dochodowego. W przypadku projektów na skalę mieszkaniową i komercyjną podatki od sprzedaży zastosowano do wszystkich kosztów kapitałowych. W przypadku projektów na skalę użyteczności publicznej podatki od sprzedaży dotyczyły wyłącznie sprzętu i instalacji. Do kosztów kapitałowych projektów na skalę społeczną, które uznano za non-profit, nie zastosowano żadnych podatków od sprzedaży.

Ceny godzinowe

Zastosowano dwa scenariusze cenowe:

stawki ryczałtowe (tj. bez zmian godzinowych). Wielu odbiorców indywidualnych, komercyjnych i społecznych płaci ryczałtowe stawki za energię elektryczną. Zbadano również ceny zryczałtowane w przypadku obiektów o skali użyteczności publicznej, ponieważ różnica między nimi a „cenami o porze dnia” może pomóc w wykazaniu premii uzyskiwanej w oparciu o ceny w zależności od pory dnia.

Ceny zależne od pory dnia, ponieważ energia słoneczna wytwarza energię w godzinach dziennych, kiedy zapotrzebowanie jest największe, a energia elektryczna ma największą wartość. Ceny według pory dnia pomagają pokazać premię, jaką generują projekty fotowoltaiczne, w tym w skali użytkowej. Tymczasem prowincje coraz częściej instalują inteligentne liczniki w domach i firmach, aby przedsiębiorstwa użyteczności publicznej mogły mierzyć zużycie według pory dnia i stosować do zużycia stawki według pory dnia.

Aby modelować ceny według pory dnia, określono typowe obniżki i premie cenowe poza szczytem, ​​w środku szczytu i w szczycie, porównując ceny godzinowe ze średnimi, dziennymi cenami w dni zimowe i letnie oraz na poziomie cen hurtowych i mieszkaniowych. -podstawa ceny. Jednakże tylko dwie prowincje (Ontario i Alberta) posiadają rynki hurtowe, na podstawie których można dokonać takich szacunków. Tymczasem tylko w Ontario i Nowej Szkocji obowiązują stawki mieszkaniowe zależne od pory dnia. Tym samym, ze względu na brak danych, do innych zastosowano ulgi i premie godzinowe z niektórych województw.

Co ważne, oczekuje się, że wysoki udział energii słonecznej w koszyku energii elektrycznej Kanady obniży składki południowe i spłaszczy dzienne szczyty cen. Dlatego też analizę tę należy uwzględnić wyłącznie w przypadku niskiej penetracji energii słonecznej.

Konsumpcja na miejscu

Przyjęto, że zapotrzebowanie mieszkaniowe na energię elektryczną w każdym województwie stanowi co najmniej średnią krajową.^{Przypis 18}Z szacunków wojewódzkich skorzystały województwa o wyższym zużyciu mieszkaniowym niż średnia krajowa. Prowincje zostały podniesione do średniej krajowej, ponieważ wytwarzanie energii słonecznej może prowadzić do większej elektryfikacji niektórych urządzeń gospodarstwa domowego, takich jak podgrzewacze wody i piece, oraz może dodać inne urządzenia zelektryfikowane, takie jak klimatyzacja.

Założono, że energia wytwarzana przez panele słoneczne w ilości przekraczającej zużycie przez gospodarstwa domowe jest zwracana do sieci w zamian za kredyt, który następnie wykorzystywano do kompensowania zużycia energii elektrycznej o tej samej wartości, gdy panel fotowoltaiczny nie wytwarzał tak dużej ilości energii elektrycznej, jak np. zima. Wartości kredytów oparto na szacunkach bieżących, zmiennych opłat za energię w każdym województwie i modyfikowano je o rabaty i premie godzinowe w scenariuszach pór dnia.

Założono, że obiekty komercyjne i społeczne zużywają całą wytworzoną energię elektryczną. Założono, że w projektach na skalę użyteczności publicznej nie występuje zużycie na miejscu (tzn. zużycie będzie pokrywane z kosztów operacyjnych).

Porównywalne ceny prądu

Porównywalne ceny energii elektrycznej dla instalacji fotowoltaicznych dla gospodarstw domowych zostały ustalone na podstawie opłat za energię dla gospodarstw domowych i innych opłat zmiennych publikowanych przez regionalne i terytorialne przedsiębiorstwa użyteczności publicznej oraz dostawców energii elektrycznej. W Ontario i Albercie uśredniono liczbę miast w celu ustalenia porównywalnej ceny energii elektrycznej. Ceny te nie obejmują opłat stałych, które pozostają takie same na każdym rachunku, niezależnie od ilości zużytej energii elektrycznej. Zatem zakup energii elektrycznej do celów mieszkalnych od lokalnych przedsiębiorstw jest nieco droższy niż wskazano tutaj.

Ponieważ zapotrzebowanie na energię elektryczną na skalę komercyjną może być bardzo zmienne w zależności od sektora, szacunki z badań cen energii elektrycznej prowadzonych przez Manitoba Hydro i Hydro Quebec zostały uśrednione dla każdej prowincji. Przyjęto 200 MW.h energii elektrycznej miesięcznie przy 500 kW zapotrzebowania szczytowego. Przyjęto także, że przekształcenie było własnością przedsiębiorstw użyteczności publicznej. W przypadku terytoriów zastosowano opłaty za energię publikowane przez lokalne przedsiębiorstwa użyteczności publicznej.

W przypadku projektów na skalę użyteczności publicznej jako porównywalną cenę energii elektrycznej w Ontario i Albercie, jedynych dwóch prowincjach posiadających rynki hurtowe, przyjęto średnią roczną hurtową cenę energii elektrycznej. W przeciwnym razie zastosowano stawki odsprzedawców lub opłaty za energię pobieraną przez duże gałęzie przemysłu, ponieważ byłyby to kolejne najlepsze szacunki cen hurtowych, choć nadal mogłyby być wyższe niż rzeczywisty koszt wytwarzania.