Ekonomija sončne energije v Kanadi

Vir: rec-cer.gc.ca

Vrsta

Stroški prelomnosti so bili pregledani za štiri vrste nizov:

Stanovanjski obseg 5 kW za modeliranje nizov na strehi, ki oskrbujejo dom z električno energijo.

Komercialni obseg 200 kW, za modeliranje srednje velikih objektov, ki zagotavljajo električno energijo za velika podjetja.

Uporabna moč 50 MW za modeliranje velikih objektov, ki zagotavljajo električno energijo v omrežju.

Na ravni skupnosti z močjo 200 kW za modeliranje srednje velikih objektov, ki oskrbujejo sosesko ali javno stavbo, kot je rekreacijski center. Pomembno je, da se domneva, da je objekt neprofiten, kar ima davčne posledice in je razlog, zakaj se obseg skupnosti modelira ločeno od komercialnega obsega.

Izbira lokacije in sončna insolacija

Za iskanje območij, ki bi jih lahko šteli za skupnosti, je bila uporabljena zbirka kanadskih zemljepisnih imen Natural Resources Canada. Zemljepisna širina in dolžina vsakega mesta je bila uporabljena za prenos podatkov o sončnem obsevanju geografsko najbližjega tipičnega meteorološkega leta (TMY) iz Nacionalne zbirke podatkov o sončnem sevanju (NSRDB) ameriškega ministrstva za energijo. Za Yukon, severozahodna ozemlja in Nunavut so bili za določitev količine sončne svetlobe na uro uporabljeni podatki kanadskega vremenskega leta za izračun energije (CWEC) iz Kanade za okolje in podnebne spremembe (ECCC), kar je omejilo število skupnosti, ki jih je bilo mogoče pregledati. Skupno je bilo pregledanih 21 546 skupnosti.

Tako je bilo za vsako skupnost na voljo tipično urno sončno obsevanje za koledarsko leto za izračun vpadne svetlobe na sončnem panelu, kjer je bil položaj sonca na nebu določen iz enačb Nacionalne uprave za oceane in atmosfero ZDA. V zimskih mesecih naj bi zaradi snežne odeje prišlo do blagih izgub moči, čeprav so bili vključeni nekateri dobički zaradi odbite svetlobe, kot je bilo ocenjeno iz najbližjih podatkov o albedu CWEC. Umazanija naj bi zmanjšala proizvodnjo za 5 % vse leto. Isti nabor podatkov NSRDB vključuje urne temperature, ki so bile tudi uporabljene v modelu.

Zmogljivost polja

Tipična sončna plošča je bila uporabljena za določitev pretvorbe sončnega obsevanja v električno energijo, kot je bilo ocenjeno iz NREL modelov učinkovitosti plošče. Predpostavljalo se je, da so plošče obrnjene proti jugu, da bi povečali prejem sončne svetlobe. Nagib plošče za komercialne, skupnostne in uporabne nize je bil zemljepisne širine minus devet stopinj.^{Opomba 11}Strešne plošče so bile nagnjene za 27 stopinj, kar je običajen naklon za kanadske strehe.

Predpostavljalo se je, da imajo nizi za stanovanjske, komercialne in skupnostne prostore fiksne pritrditve (tj. plošče se ne vrtijo, ko se sonce premika po nebu). Projekti uporabnega obsega so bili modelirani na dva načina: en način s fiksnimi nosilci in drugi z enoosnimi sledilniki (ki so se lahko vrteli za največ 90 stopinj na svojih oseh). Vpadni koti za nize so bili ocenjeni z uporabo enačb NREL.

Majhne izgube so bile vključene za zgodnje in pozno senčenje. Vključene so bile tudi majhne izgube za ožičenje (AC in DC), neujemanje modulov in izgube pretvornika za pretvorbo DC v AC. Izgube v liniji za nize na ravni komunalnih storitev so se razlikovale glede na provinco na podlagi provincialnih tarif. Predvidevalo se je, da se bo zmogljivost panela v življenjski dobi projekta poslabšala za 0,5 % na leto. Za prilagajanje delovanja panela so bile uporabljene urne temperature NSRDB.

Stroški kapitala

Stroški namestitve so temeljili na študiji NREL o stroških solarnega sistema iz leta 2017. S projekcijo stroškov iz leta 2017 v leta 2018, 2023 in 2028 so bili razviti trije cenovni scenariji z uporabo zgodovinskih trendov (trenutni, bližnja prihodnost oziroma prihodnost z nizkimi stroški). Ameriški davki so bili odstranjeni in vrednosti pretvorjene v kanadske dolarje z menjalnim tečajem 1,25 C$/US$. Trije cenovni scenariji so bili dokončani po posvetovanju z industrijo in po potrebi po prilagoditvi ocen. Trije scenariji vključujejo stroške strojne opreme (kot so plošče in pretvorniki) in mehke stroške (namestitev in razvoj).

Predvideva se, da bodo nizi trajali 25 let. Na polovici življenjske dobe vseh vrst nizov naj bi bili nameščeni novi razsmerniki. Na polovici življenjske dobe nizov uporabnega merila s sledilniki so domnevali, da bodo nameščeni novi sledilniki. Po 25 letih je bil uporabljen dodatni kapitalski strošek sanacije. Preostala vrednost plošč po 25 letih je bila 25 % njihove prvotne vrednosti. Preostala vrednost ostale opreme je bila predpostavljena na 15 %.

Stroški zemljišč za sončne celice v uporabnem obsegu so temeljili na ocenah kanadskega statističnega urada o vrednosti kmetijskih zemljišč in stavb v vsaki provinci.^{Opomba 13}Pomembno je, da so se stroški na nekaterih območjih (na primer južni Ontario in spodnja celina Britanske Kolumbije) povečali zaradi velikega povpraševanja po nepremičninah. Stroški zemljišč za komercialne, skupnostne in stanovanjske objekte so bili predpostavljeni kot nič, ker bi bili sistemi nameščeni na obstoječi strehi ali nepremičnini, ki je že v lasti.

Tarife, stroški prenosa in obratovanja

Analiza vključuje dva scenarija za povezovanje solarnih objektov v komunalnem obsegu v prenosne sisteme: enega z uporabo provincialnih tarif za prenos z odprtim dostopom (OATT) in drugega brez njih, da bi bolje razumeli tarifne stroške in kako se ekonomika pogodb o nakupu električne energije lahko razlikuje od neodvisnih proizvajalcev (ali če veliki nizi komunalnega obsega proizvajajo v lokalne distribucijske sisteme namesto v prenosne sisteme). Tarife so lahko nižje od tukaj navedenih, če je proizvodnja del portfelja in storitve operativne rezerve, ki plačajo rezervno proizvodnjo v primeru izpada, prihajajo iz portfelja, namesto da bi zanje plačevali ponudniku prenosa.

Yukon, severozahodna ozemlja in Nunavut trenutno nimajo tarif, ker ne proizvajajo električne energije za severnoameriški trg. Newfoundland and Labrador trenutno razvija OATT. Tarifa Alberte temelji na priključnih stroških Alberta Electric System Operator (AESO), AESO-jevi tarifi za oskrbo s prenosom in oceni AESO-jeve gradnje in prispevka generatorja, financiranega v 25 letih.

Medtem je bilo predvideno, da bo vzdrževanje znašalo 15 USD/MW. Priključni vod za priključitev sončne energije v komunalnem merilu na omrežje naj bi stal 5 USD/MW.h (na podlagi 10 km dolgega voda in srednje velikega objekta).

Finance

ESPC oceni neto sedanjo vrednost projekta za modeliranje njegove ekonomije. Na podlagi stroškov kapitala za sončno energijo v Kanadi leta 2017 je bila uporabljena 5,75-odstotna nominalna diskontna stopnja za komunalne in skupnostne solarne objekte. Za komercialne objekte je bilo predpostavljeno, da imajo 5,81-odstotno nominalno diskontno stopnjo na podlagi tehtana povprečna cena kapitala za vse industrije v Združenih državah. Predpostavlja se, da ima sončna energija v stanovanjskem obsegu 5-odstotno nominalno diskontno stopnjo, ker če naj bi stanovanjski sistem lastniku prihranil denar, ga je treba meriti z drugimi naložbenimi priložnostmi (kjer bi bili 5-odstotni letni donosi razumni za nizko - v uravnoteženi sklad srednjega tveganja). Predpostavljena je bila inflacija 2 %, vsi stroški pa so izraženi v dolarjih za leto 2018.

Predpostavljena je bila pričakovana stopnja donosa za kmetije z uporabnostjo 10%. V nasprotnem primeru je bila stopnja donosa za komercialne, skupnostne in stanovanjske sisteme predpostavljena na 0 %, ker ti niso sistemi, usmerjeni v dobiček, ampak le upajo, da bodo povrnili svoje stroške. Ker so kanadske cene električne energije rasle hitreje od stopnje inflacije, je bilo predpostavljeno, da se bo realna vrednost proizvedene električne energije povečala za 1,91 % na leto, kar je letno povprečje od leta 2010 do 2017 (tj. v 10 letih bodo stroški energije znašali 19,1 % višje od trenutnih, realnih cen, v 25 letih pa bi bile dajatve za energijo za 47,75 % višje od trenutnih, realnih cen). Sicer se cene sčasoma niso zvišale, da bi modelirali dodajanje drage proizvodnje električne energije, saj energetski sektor zmanjšuje svoj ogljični odtis.

Davki na dohodek so bili odšteti od prihodkov na podlagi zveznih in deželnih stopenj davka od dohodkov pravnih oseb za komunalne objekte. Objekti v stanovanjskem obsegu so plačali prometne davke za vrednost električne energije, vrnjene v omrežje za dobropise, ker se prometni davki še vedno plačajo za električno energijo, porabljeno v kasnejših mesecih, preden se uporabi kredit. Objekti na ravni skupnosti niso plačevali davka na dohodek, ker so domnevali, da so neprofitni. Komercialni objekti niso plačevali davka na dohodek, ker se je domnevalo, da bo vsa elektrika porabljena na lokaciji. Za nobeno vrsto projekta niso bili uporabljeni davki na ogljik.

Operativni stroški, plačila obresti (ob predpostavki 60-odstotnega dolga) in pospešeno nadomestilo kapitalskih stroškov (CCA)^{Opomba 17}so bili odšteti od dohodnine za objekte komunalnega obsega. Odbitki CCA niso bili uporabljeni za objekte komercialnega obsega, ker se je domnevalo, da bo vsa električna energija porabljena na kraju samem, zato ni bilo treba plačati davka na dohodek od proizvedene električne energije. Pri projektih stanovanjskega in komercialnega obsega so bili prometni davki uporabljeni za vse kapitalske stroške. Za komunalne projekte so se prometni davki uporabljali le za opremo in namestitev. Za kapitalske stroške projektov na ravni skupnosti, za katere se domneva, da so neprofitni, niso bili uporabljeni prometni davki.

Cena na uro

Uporabljena sta bila dva cenovna scenarija:

pavšalne cene (tj. brez urnih sprememb). Številni stanovanjski, komercialni in javni odjemalci plačujejo pavšalne cene za svojo elektriko. Pavšalno določanje cen je bilo preučeno tudi za objekte na ravni komunalnih storitev, saj lahko razlika med njim in "ceno v času dneva" pomaga prikazati premijo, ki jo ustvarijo cene v času dneva.

Cene glede na čas dneva, ker sončna energija proizvaja elektriko podnevi, ko je povpraševanje največje in ima elektrika največjo vrednost. Cene glede na čas dneva pomagajo prikazati premijo, ki jo zaslužijo solarni projekti, vključno z obsegom komunalnih storitev. Medtem province vse pogosteje uvajajo pametne števce v domove in podjetja, tako da lahko komunalna podjetja merijo porabo glede na čas dneva in za porabo uporabijo tarife glede na čas dneva.

Za modeliranje cen glede na čas dneva so bili tipični popusti in premije določeni s primerjavo urnih cen s povprečjem, dnevnimi cenami za zimske in poletne dni ter veleprodajno ceno in stanovanjsko -osnova cene. Vendar pa imata le dve provinci (Ontario in Alberta) veleprodajne trge, iz katerih je mogoče narediti te ocene. Medtem imata samo Ontario in Nova Škotska cene za stanovanja ob upoštevanju časa dneva. Tako so bili zaradi pomanjkanja podatkov urni popusti in premije iz nekaterih provinc uporabljeni za druge.

Pomembno je, da se pričakuje, da bo velik prodor sončne energije v mešanico električne energije v Kanadi znižal sredinske premije in izravnal dnevne vrhove cen. Zato je treba to analizo upoštevati samo pri nizki penetraciji sonca.

Poraba na kraju samem

Stanovanjsko povpraševanje po električni energiji v vsaki provinci je bilo predpostavljeno kot najmanj nacionalno povprečje.^{Opomba 18}Province z višjo stanovanjsko porabo od državnega povprečja so uporabile svojo pokrajinsko oceno. Province so bile dvignjene na nacionalno povprečje, ker bi lahko sončna proizvodnja povzročila večjo elektrifikacijo nekaterih gospodinjskih aparatov, kot so grelniki vode in štedilniki, in lahko doda druge elektrificirane naprave, kot je klimatska naprava.

Predpostavlja se, da se bo proizvodnja iz stanovanjskega niza, ki je presegala stanovanjsko porabo, vrnila v omrežje za kredit, ki je bil nato uporabljen za izravnavo porabe električne energije v enaki vrednosti, ko sončni niz ni proizvajal toliko električne energije, kot na primer v pozimi. Vrednosti dobropisov so temeljile na ocenah trenutnih, spremenljivih cen energije v vsaki provinci in so bile spremenjene z urnimi popusti in premijami glede na dnevne scenarije.

Predpostavljalo se je, da komercialna in skupna mesta porabijo vso proizvedeno elektriko. Predpostavljalo se je, da komunalni projekti nimajo porabe na kraju samem (tj. poraba bi bila pokrita z njihovimi obratovalnimi stroški).

Primerljive cene električne energije

Primerljive cene električne energije za sončno energijo v stanovanjskem obsegu so bile določene iz dajatev za stanovanjsko energijo in drugih spremenljivih dajatev, ki so jih objavili provincialni in teritorialni komunalni servisi ter ponudniki električne energije. V Ontariu in Alberti so za določitev primerljive cene električne energije izmerili povprečje več mest. Te cene ne vključujejo fiksnih stroškov, ki ostanejo enaki na vsakem računu ne glede na to, koliko električne energije porabite. Tako je nakup stanovanjske električne energije od lokalnih javnih služb nekoliko dražji, kot je navedeno tukaj.

Ker se povpraševanje po električni energiji v komercialnem obsegu lahko tako razlikuje od sektorja do sektorja, so bile ocene iz raziskav cen električne energije Manitoba Hydro in Hydro Quebec povprečne za vsako provinco. Predpostavljeno je bilo 200 MW.h električne energije mesečno pri 500 kW konične potrebe. Predpostavljeno je bilo tudi, da je preoblikovanje v komunalni lasti. Za ozemlja so bile uporabljene dajatve za energijo, ki so jih objavila lokalna komunalna podjetja.

Za projekte v obsegu komunalnih storitev je bila uporabljena povprečna letna veleprodajna cena električne energije za primerljivo ceno električne energije v Ontariu in Alberti, edinih dveh provincah z veleprodajnimi trgi. V nasprotnem primeru so bile uporabljene cene preprodajalcev ali velike industrijske dajatve za energijo, ker bi bile to naslednja najboljša ocena veleprodajnih cen, čeprav bi lahko bile še vedno višje od dejanskih stroškov proizvodnje.