Ekonomika solárnej energie v Kanade

Zdroj: rec-cer.gc.ca

Typ

Zlomové náklady sa skúmali pre štyri typy polí:

Rezidenčná mierka 5 kW na modelovanie strešných polí dodávajúcich energiu do domu.

Komerčný výkon 200 kW na modelovanie stredne veľkých zariadení poskytujúcich energiu pre veľké podniky.

Úžitková mierka 50 MW na modelovanie veľkých zariadení dodávajúcich energiu do siete.

V komunitnom meradle 200 kW na modelovanie stredne veľkých zariadení poskytujúcich energiu pre štvrť alebo občiansku budovu, ako je rekreačné stredisko. Dôležité je, že sa predpokladá, že zariadenie je neziskové, čo má daňové dôsledky a je dôvodom, prečo sa komunitná miera modeluje oddelene od komerčnej.

Výber miesta a slnečné žiarenie

Databáza kanadských geografických názvov Natural Resources Canada bola použitá na nájdenie lokalít, ktoré by sa dali považovať za komunity. Zemepisná šírka a dĺžka každého miesta sa použili na stiahnutie geograficky najbližších údajov o slnečnom žiarení v typickom meteorologickom roku (TMY) z národnej databázy slnečného žiarenia (NSRDB) Ministerstva energetiky USA. Pre Yukon, Severozápadné územia a Nunavut sa na určenie množstva slnečného svetla za hodinu použili údaje o kanadskom roku počasia pre energetický výpočet (CWEC) z Environment and Climate Change Canada (ECCC), čo obmedzilo počet komunít, ktoré bolo možné preskúmať. Celkovo bolo preskúmaných 21 546 komunít.

Pre každú komunitu bolo teda k dispozícii typické hodinové slnečné žiarenie za kalendárny rok na výpočet dopadajúceho svetla na solárny panel, kde bola poloha slnka na oblohe určená z rovníc amerického Národného úradu pre oceány a atmosféru. Predpokladalo sa, že v zimných mesiacoch v dôsledku snehovej pokrývky dôjde k miernym stratám energie, aj keď boli zahrnuté určité zisky z odrazeného svetla, ako sa odhaduje z najbližších CWEC albedo údajov. Predpokladalo sa, že znečistenie zníži produkciu o 5 % ročne. Rovnaký súbor údajov NSRDB zahŕňa hodinové teploty, ktoré boli tiež použité v modeli.

Výkon poľa

Na určenie premeny slnečného žiarenia na elektrinu sa použil typický solárny panel, ako sa odhaduje z modelov výkonu panelov NREL. Predpokladalo sa, že panely budú smerovať na juh, aby sa maximalizovalo slnečné svetlo. Naklonenie panela pre polia v komerčnom, komunitnom a úžitkovom rozsahu bolo zemepisná šírka mínus deväť stupňov.^{Poznámka pod čiarou 11}Strešné panely boli naklonené o 27 stupňov, čo je normálny sklon pre kanadské strechy.

Predpokladalo sa, že polia v obytnom, komerčnom a komunitnom meradle majú pevné uchytenia (tj panely sa neotáčajú, keď sa slnko pohybuje na oblohe). Projekty v úžitkovom meradle boli modelované dvoma spôsobmi: jedným spôsobom s pevnými držiakmi a druhým s jednoosovými sledovačmi (ktoré sa mohli na svojich osách otáčať maximálne o 90 stupňov). Uhly dopadu pre polia sa odhadli pomocou rovníc NREL.

Malé straty boli zahrnuté pre skoré a neskoré tienenie. Malé straty boli zahrnuté aj pre vedenie (AC a DC), nesúlad modulu a stratu meniča na konverziu jednosmerného prúdu na striedavý prúd. Straty na linke pre polia na úrovni siete sa líšili v závislosti od provincie na základe provinčných taríf. Predpokladalo sa, že výkon panela sa počas životnosti projektu zníži o 0,5 % ročne. Na úpravu výkonu panelu sa použili hodinové teploty NSRDB.

Kapitálové náklady

Inštalačné náklady boli založené na štúdii NREL o nákladoch solárneho systému z roku 2017. Boli vyvinuté tri cenové scenáre premietnutím nákladov z roku 2017 do roku 2018, 2023 a 2028 pomocou historických trendov (súčasný, blízka budúcnosť a budúcnosť s nízkymi nákladmi). Americké dane boli odstránené a hodnoty boli prevedené na kanadské doláre s výmenným kurzom 1,25 C$/US$. Tri cenové scenáre boli dokončené po konzultácii s priemyslom a po úprave odhadov v prípade potreby. Tieto tri scenáre zahŕňajú náklady na hardvér (ako sú panely a meniče) a mäkké náklady (inštalácia a vývoj).

Predpokladalo sa, že polia vydržia 25 rokov. V polovici životnosti všetkých typov polí sa predpokladalo, že budú nainštalované nové invertory. V polovici životnosti polí so sledovačmi sa predpokladalo, že budú nainštalované nové sledovače. Na konci 25 rokov sa uplatnili dodatočné kapitálové náklady na sanáciu. Zostatková hodnota panelov po 25 rokoch bola 25 % ich pôvodnej ceny. Zostatková hodnota ostatných zariadení bola predpokladaná vo výške 15 %.

Náklady na pôdu pre solárne panely v technickom meradle boli založené na odhadoch kanadského štatistického úradu o hodnote poľnohospodárskej pôdy a budov v každej provincii.^{Poznámka pod čiarou 13}Dôležité je, že náklady sa v niektorých oblastiach zvýšili (napríklad v južnom Ontáriu a na Dolnej pevnine Britskej Kolumbie) kvôli vysokému dopytu po nehnuteľnostiach. Náklady na pozemky pre komerčné, komunitné a obytné budovy sa považovali za nulové, pretože systémy by boli inštalované na existujúcej streche alebo nehnuteľnosti, ktorú už vlastníte.

Tarify, prenosové a prevádzkové náklady

Analýza zahŕňa dva scenáre pripojenia solárnych zariadení do prenosových sústav: jeden s uplatňovanými provinčnými tarifami za otvorený prístup (OATT) a druhý bez nich, aby sa lepšie porozumeli tarifným nákladom a tomu, ako sa môže líšiť ekonomika dohôd o nákupe energie. od nezávislých výrobcov (alebo ak veľké energetické polia vyrábajú do miestnych distribučných sústav namiesto do prenosových sústav). Tarify môžu byť nižšie, ako je tu uvedené, ak je výroba súčasťou portfólia a prevádzkovo-rezervné služby, ktoré platia za záložnú výrobu v prípade výpadku, pochádzajú skôr z portfólia, než aby za ne platili poskytovateľovi prenosu.

Yukon, Severozápadné územia a Nunavut v súčasnosti nemajú tarify, pretože nevyrábajú elektrinu na severoamerický trh. Newfoundland a Labrador v súčasnosti vyvíjajú OATT. Sadzba v Alberte je založená na nákladoch na pripojenie prevádzkovateľa elektrickej sústavy v Alberte (AESO), na prenosovej službe AESO so sadzbou dodávky a na odhade výstavby a príspevku generátora AESO financovaného počas 25 rokov.

Medzitým sa predpokladalo, že údržba bude 15 USD/MW. Predpokladalo sa, že spojovacia linka na pripojenie solárnej energie do siete bude stáť 5 USD/MW.h (na základe 10 km linky a zariadenia strednej veľkosti).

Financie

ESPC odhaduje čistú súčasnú hodnotu projektu na modelovanie jeho ekonomiky. Nominálna diskontná sadzba 5,75 % sa použila pre solárne zariadenia v oblasti verejných služieb a komunity na základe kapitálových nákladov na solárnu energiu v Kanade v roku 2017. Predpokladalo sa, že zariadenia v komerčnom rozsahu majú nominálnu diskontnú sadzbu 5,81 % na základe vážený priemer nákladov kapitálu pre všetky priemyselné odvetvia v Spojených štátoch. Predpokladalo sa, že solárne zariadenia na obytné účely majú nominálnu diskontnú sadzbu 5 %, pretože ak je zámerom rezidenčného systému ušetriť peniaze vlastníka, potom by sa mal merať v porovnaní s inými investičnými príležitosťami (kde 5 % ročný výnos by bol primeraný pre nízku - do stredne rizikového vyváženého fondu). Predpokladalo sa, že inflácia bude 2 % a všetky náklady sú v dolároch roku 2018.

Očakávaná miera návratnosti pre úžitkové farmy sa predpokladala na úrovni 10 %. V opačnom prípade sa predpokladalo, že miera návratnosti pre komerčné, komunitné a rezidenčné systémy bude 0 %, pretože tieto systémy nie sú orientované na zisk, ale len dúfajú, že sa im vrátia náklady. Pretože ceny elektriny v Kanade rástli rýchlejšie ako miera inflácie, predpokladalo sa, že skutočná hodnota vyrobenej elektriny sa zvýši o 1,91 % ročne, čo je ročný priemer od roku 2010 do roku 2017 (tj za 10 rokov budú poplatky za energiu 19,1 % vyššie ako súčasné, reálne ceny a o 25 rokov by boli poplatky za energie o 47,75 % vyššie ako súčasné, reálne ceny). V opačnom prípade sa ceny časom nezvyšovali, aby sa modelovalo zvýšenie drahej výroby elektriny, keďže energetický sektor znižuje svoju uhlíkovú stopu.

Dane z príjmu sa odpočítali od príjmov na základe federálnych a provinčných sadzieb dane z príjmu právnických osôb pre zariadenia na úrovni verejných služieb. Rezidenčné zariadenia platili dane z predaja za hodnotu elektriny vrátenej do siete za kredity, pretože dane z predaja sa stále platia za elektrinu spotrebovanú v neskorších mesiacoch pred uplatnením akéhokoľvek kreditu. Komunitné zariadenia neplatili žiadne dane z príjmu, pretože sa predpokladalo, že sú neziskové. Zariadenia komerčného rozsahu neplatili žiadnu daň z príjmu, pretože sa predpokladalo, že všetka elektrina sa spotrebuje na mieste. Na žiadny typ projektu sa neuplatňovali žiadne uhlíkové dane.

Prevádzkové náklady, úrokové platby (za predpokladu 60 % dlhu) a zrýchlený príspevok na kapitálové náklady (CCA)^{Poznámka pod čiarou 17}boli odpočítané z daní z príjmu za zariadenia úžitkovej veľkosti. Odpočítanie CCA sa neuplatňovalo na zariadenia v komerčnom rozsahu, pretože sa predpokladalo, že všetka elektrina sa spotrebuje na mieste, takže z vyrobenej elektriny sa neplatili žiadne dane z príjmu. V prípade projektov rezidenčného a komerčného rozsahu sa dane z predaja aplikovali na všetky kapitálové náklady. V prípade projektov úžitkového rozsahu sa dane z predaja uplatňovali iba na vybavenie a inštaláciu. Na kapitálové náklady projektov na úrovni komunity, o ktorých sa predpokladalo, že sú neziskové, sa neuplatňovali žiadne dane z predaja.

Hodinová cena

Boli použité dva cenové scenáre:

paušálne ceny (tj bez hodinovej odchýlky). Mnoho domácich, komerčných a komunitných spotrebiteľov platí za elektrinu paušálne sadzby. Paušálne stanovovanie cien sa skúmalo aj v prípade zariadení na úrovni verejných služieb, pretože rozdiel medzi nimi a „určovaním podľa času dňa“ môže pomôcť ukázať prémiu, ktorú ceny podľa času zarábajú.

Stanovenie cien podľa času, pretože solárna energia vyrába elektrinu počas denných hodín, keď je dopyt najvyšší a elektrina má najväčšiu hodnotu. Stanovenie cien podľa času pomáha ukázať prémiu, ktorú solárne projekty zarábajú, vrátane úžitkovej hodnoty. Provincie medzitým čoraz viac zavádzajú inteligentné merače do domácností a firiem, aby mohli energetické spoločnosti merať spotrebu podľa času dňa a aplikovať na spotrebu sadzby podľa času dňa.

Na modelovanie cien podľa času dňa boli typické zľavy a prémie mimo špičky, uprostred špičky a počas špičky určené porovnaním hodinových cien s priemernými, dennými cenami pre zimné a letné dni a za veľkoobchodné ceny a ceny na bývanie. - cenový základ. Avšak len dve provincie (Ontário a Alberta) majú veľkoobchodné trhy, z ktorých sa robia tieto odhady. Medzitým iba Ontario a Nové Škótsko majú denné sadzby za pobyt. Z dôvodu nedostatku údajov sa hodinové zľavy a prémie z niektorých provincií aplikovali na iné.

Čo je dôležité, očakáva sa, že vysoký prienik solárnej energie do kanadského elektrického mixu zníži poludňajšie prémie a vyrovná denné cenové špičky. Preto by sa táto analýza mala brať do úvahy len pre nízku penetráciu slnečného žiarenia.

Spotreba na mieste

Predpokladalo sa, že dopyt domácností po elektrine v každej provincii je minimálne národný priemer.^{Poznámka pod čiarou 18}Provincie s vyššou spotrebou na bývanie ako je celoštátny priemer použili svoj provinčný odhad. Provincie boli zdvihnuté na celoštátny priemer, pretože solárna výroba by mohla viesť k vyššej elektrifikácii niektorých domácich spotrebičov, ako sú ohrievače vody a sporáky, a môžu pridať ďalšie elektrifikované zariadenia, ako je klimatizácia.

Predpokladalo sa, že výroba z rezidenčného poľa, ktorá prevyšovala spotrebu domácností, sa mala vrátiť do siete za kredit, ktorý sa potom použil na vyrovnanie spotreby elektrickej energie rovnakej hodnoty, keď solárne pole nevyrábalo toľko elektrickej energie, ako napr. zima. Hodnoty kreditov boli založené na odhadoch aktuálnych, variabilných poplatkov za energiu v každej provincii a boli upravené o hodinové zľavy a prémie v scenároch podľa času dňa.

Predpokladalo sa, že komerčné a komunitné lokality spotrebujú všetku vyrobenú elektrinu. Predpokladalo sa, že projekty vo verejnom záujme nemajú žiadnu spotrebu na mieste (tj spotreba bude pokrytá ich prevádzkovými nákladmi).

Porovnateľné ceny elektriny

Porovnateľné ceny elektriny pre solárnu energiu v domácnostiach boli určené z poplatkov za energiu v domácnostiach a iných variabilných poplatkov zverejnených provinčnými a teritoriálnymi službami a poskytovateľmi elektriny. V Ontáriu a Alberte sa spriemerovali viaceré mestá, aby sa určila porovnateľná cena elektriny. Tieto ceny nezahŕňajú fixné poplatky, ktoré zostávajú rovnaké na každom účte bez ohľadu na to, koľko elektriny sa spotrebuje. Nákup elektrickej energie na bývanie od miestnych verejných služieb je teda o niečo drahší, ako je tu uvedené.

Pretože dopyt po elektrine v komerčnom rozsahu môže byť v jednotlivých sektoroch veľmi variabilný, odhady z prieskumov cien elektriny od spoločností Manitoba Hydro a Hydro Quebec boli spriemerované pre každú provinciu. Predpokladalo sa 200 MW.h elektriny mesačne pri 500 kW špičkového odberu. Tiež sa predpokladalo, že transformácia bola vo vlastníctve úžitkovej. Pre územia boli použité poplatky za energie zverejnené miestnymi sieťami.

V prípade projektov v oblasti verejných služieb sa priemerná ročná veľkoobchodná cena elektriny použila na porovnateľnú cenu elektriny v Ontáriu a Alberte, čo sú jediné dve provincie s veľkoobchodnými trhmi. V opačnom prípade sa použili sadzby pre predajcov alebo poplatky za energiu pre veľké priemyselné odvetvia, pretože by to bol ďalší najlepší odhad veľkoobchodných cien, aj keď stále môžu byť vyššie ako skutočné náklady na výrobu.