Aurinkovoiman taloustiede Kanadassa

Lähde: rec-cer.gc.ca

Tyyppi

Katkokustannukset tarkasteltiin neljän tyyppisen taulukon osalta:

5 kW:n asuinmittakaavassa mallintamaan kattojärjestelmiä, jotka syöttävät sähköä kotiin.

Kaupallinen mittakaava 200 kW, mallintaa keskikokoisia laitoksia, jotka tarjoavat tehoa suurille yrityksille.

50 MW:n hyötykäyttöaste, jolla mallinnetaan suuria verkkoon sähköä tuottavia laitoksia.

Yhteisön mittakaavassa 200 kW, mallinnettaessa keskikokoisia tiloja, jotka tuottavat sähköä kaupunginosaan tai asuinrakennukseen, kuten virkistyskeskukseen. Tärkeää on, että laitoksen oletetaan olevan voittoa tavoittelematon, jolla on verovaikutuksia, ja sen vuoksi yhteisöllinen mallinnus on erillään kaupallisesta mittakaavasta.

Kohteen valinta ja aurinkosäteily

Natural Resources Canadan Kanadan maantieteellisten nimien tietokantaa käytettiin sellaisten kohteiden etsimiseen, joita voitaisiin pitää yhteisöinä. Kunkin paikan leveys- ja pituusasteita käytettiin maantieteellisesti lähimpien, tyypillisen meteorologisen vuoden (TMY) auringonsäteilyn tietojen lataamiseen Yhdysvaltain energiaministeriön kansallisesta aurinkosäteilytietokannasta (NSRDB). Yukonissa, Luoteisalueissa ja Nunavutissa, Kanadan Environment and Climate Change Canada (ECCC) -säävuoden tietoja käytettiin määrittämään tunnin auringonvalon määrä, mikä rajoitti tutkittavien yhteisöjen määrää. Kaikkiaan 21 546 yhteisöä tutkittiin.

Siten kullekin yhteisölle oli saatavilla tyypillinen, tuntikohtainen auringonsäteily kalenterivuodelle laskeakseen tulevan valon aurinkopaneeliin, jossa auringon sijainti taivaalla määritettiin Yhdysvaltain kansallisen valtameri- ja ilmakehän hallinnon yhtälöistä. Lievää tehohäviötä oletettiin tapahtuvan talvikuukausina lumipeitteen vuoksi, vaikkakin joitakin heijastuneen valon hyötyjä sisällytettiin lähimpien CWEC-albedotietojen perusteella. Likaantumisen oletettiin vähentävän tuotantoa 5 % ympäri vuoden. Sama NSRDB-tietoaineisto sisältää tunneittain lämpötilat, joita myös mallissa käytettiin.

Array Performance

Tyypillistä aurinkopaneelia käytettiin määrittämään auringon säteilyn muuntuminen sähköksi, kuten paneelin suorituskyvyn NREL-malleista arvioitiin. Paneeleiden oletettiin olevan suoraan etelään päin auringonvalon maksimoimiseksi. Paneelin kallistus kaupallisten, yhteisöllisten ja laitosten mittakaavassa oli leveysaste miinus yhdeksän astetta.^{Alaviite 11}Kattopaneelit kallistettiin 27 astetta, mikä on normaali kaltevuus Kanadan kattoille.

Asuin-, liike- ja yhteisötason ryhmissä oletettiin olevan kiinteät kiinnikkeet (eli paneelit eivät pyöri auringon liikkuessa taivaalla). Hyödyllisyysmittakaavassa olevat projektit mallinnettiin kahdella tavalla: yksi tapa kiinteillä kiinnikkeillä ja toinen yksiakselisilla seurantalaitteilla (jotka saattoivat pyöriä akseleillaan enintään 90 astetta). Taulukkojen tulokulmat arvioitiin käyttämällä NREL-yhtälöitä.

Pienet tappiot sisältyivät aikaisen ja myöhäisen päivän varjostukseen. Pienet häviöt sisälsivät myös johdotuksen (AC ja DC), moduulien yhteensopimattomuuden ja invertterihäviön DC:n muuntamiseksi AC:ksi. Sähkön mittakaavan taulukoiden linjahäviöt vaihtelivat provinssin mukaan maakuntatariffien mukaan. Paneelin suorituskyvyn oletettiin heikkenevän 0,5 % vuodessa projektin keston aikana. NSRDB:n tuntilämpötiloja käytettiin säätämään paneelin suorituskykyä.

Pääomakustannukset

Asennuskustannukset perustuivat NREL-tutkimukseen vuoden 2017 aurinkojärjestelmän kustannuksista. Kolme hinnoitteluskenaariota kehitettiin ennakoimalla vuoden 2017 kustannukset vuosille 2018, 2023 ja 2028 käyttämällä historiallisia trendejä (nykyinen, lähitulevaisuus ja alhaisten kustannusten tulevaisuus). Yhdysvaltain verot poistettiin ja arvot muutettiin Kanadan dollareiksi 1,25 C$/US$ vaihtokurssilla. Kolme hinnoitteluskenaariota viimeisteltiin teollisuuden kanssa kuultuaan ja arvioita tarvittaessa korjattuaan. Kolme skenaariota sisältävät laitteistokustannukset (kuten paneelit ja invertterit) ja pehmeät kustannukset (asennus ja kehitys).

Taulujen oletettiin kestävän 25 vuotta. Kaikkien ryhmien käyttöiän puolivälissä oletettiin, että uudet invertterit asennettiin. Puolivälissä seurantalaitteita sisältävien hyödyllisyysmittakaavaisten taulukoiden käyttöiän aikana oletettiin, että uudet seurantalaitteet asennettiin. 25 vuoden lopussa kunnostukseen sovellettiin lisäpääomakustannusta. Paneeleiden jäännösarvo 25 vuoden jälkeen oli 25 % niiden alkuperäisestä hinnasta. Muiden laitteiden jäännösarvon oletettiin olevan 15 %.

Hyödyllisen mittakaavan aurinkopaneelien maakustannukset perustuivat Kanadan tilastokeskuksen arvioihin maatalousmaan ja rakennusten arvosta kussakin maakunnassa.^{Alaviite 13}Tärkeää on, että kustannukset nousivat joillakin alueilla (esimerkiksi Etelä-Ontariossa ja British Columbian alaosassa) kiinteistöjen suuren kysynnän vuoksi. Liike-, yhteisö- ja asuinrakennusten maakustannusten oletettiin olevan nolla, koska järjestelmät asennettaisiin olemassa olevalle katolle tai jo omistettuun kiinteistöön.

Tariffit, siirto- ja käyttökustannukset

Analyysi sisältää kaksi skenaariota yleishyödyllisen mittakaavan aurinkovoimaloiden liittämiseksi siirtoverkkoihin: toisessa sovelletaan maakunnallisia avoimen pääsyn siirtotariffeja (OATT) ja toinen ilman niitä, jotta ymmärrettäisiin paremmin tariffikustannukset ja sähkönostosopimusten taloudelliset erot. riippumattomilta tuottajilta (tai jos laajamittaiset järjestelmät tuottavat paikallisiin jakelujärjestelmiin siirtoverkkojen sijaan). Tariffit voivat olla tässä ilmoitettua alhaisemmat, jos tuotanto on osa portfoliota ja käyttövarauspalvelut, jotka maksavat varatuotannon käyttökatkon sattuessa, tulevat salkusta sen sijaan, että niistä maksettaisiin siirtotoimittajalle.

Yukonilla, Northwest Territoriesilla ja Nunavutilla ei ole tällä hetkellä tariffeja, koska ne eivät tuota sähköä Pohjois-Amerikan markkinoille. Newfoundland and Labrador kehittää parhaillaan OATT:tä. Albertan tariffi perustuu Alberta Electric System Operatorin (AESO:n) liittymiskustannuksiin, AESOn tariffitoimituksen siirtopalveluun sekä arvioon AESOn 25 vuoden ajalta rahoitetusta rakentamis- ja generaattoriosuudesta.

Samaan aikaan ylläpidon oletettiin olevan 15 dollaria/MW. Liitäntälinja, jolla liitettäisiin sähkön mittakaavassa oleva aurinkoenergia verkkoon, oletettiin maksavan 5 dollaria/MW.h (perustuen 10 km:n linjaan ja keskikokoiseen laitokseen).

Rahoitus

ESPC arvioi hankkeen nettonykyarvon mallintaakseen sen taloutta. Yleishyödyllisten ja yhteisön mittakaavan aurinkovoimaloiden 5,75 %:n nimellinen diskonttokorko perustui aurinkoenergian pääomakustannuksiin Kanadassa vuonna 2017. Kaupallisen mittakaavan tilojen nimellinen diskonttokorko oletettiin 5,81 %:n kaikkien toimialojen painotettu keskimääräinen pääomakustannus Yhdysvalloissa. Asuntojen mittakaavan aurinkoenergian nimellisdiskontokoron oletettiin olevan 5 %, koska jos asuntojärjestelmän tarkoituksena on säästää omistajan rahaa, niin sitä tulee mitata muihin sijoitusmahdollisuuksiin (jossa 5 % vuosituotto olisi kohtuullinen matalalle - keskiriskin tasapainoiseen rahastoon). Inflaation oletettiin olevan 2 % ja kaikki kustannukset ovat 2018 dollareissa.

Hyödyllisten tilojen odotetun tuoton oletettiin olevan 10 %. Muuten kaupallisten, yhdyskunta- ja asuinjärjestelmien tuottoasteeksi oletettiin 0 %, koska ne eivät ole voittohakuisia järjestelmiä, vaan toivovat vain kustannusten takaisin saamista. Koska Kanadan sähkön hinnat ovat nousseet inflaatiota nopeammin, tuotetun sähkön reaaliarvon oletettiin nousevan 1,91 % vuodessa eli vuosien 2010 ja 2017 keskiarvona (eli 10 vuodessa energiamaksut olisivat 19,1 % korkeammat kuin nykyiset reaalihinnat, ja 25 vuoden kuluttua energiamaksut olisivat 47,75 % korkeammat kuin nykyiset reaalihinnat). Muuten hintoja ei nostettu ajan mittaan kalliin sähköntuotannon lisäysten mallintamiseksi, kun sähköala pienentää hiilijalanjälkeään.

Tuloverot vähennettiin tuloista perustuen liittovaltion ja provinssin yhtiöverokantaan yleishyödyllisten tilojen osalta. Asuinkokoiset tilat maksoivat myyntiveroa verkkoon hyvityksiä varten palautetun sähkön arvosta, koska myöhempinä kuukausina kulutetusta sähköstä maksetaan edelleen myyntivero ennen hyvityksen hakemista. Yhteisön laajuiset laitokset eivät maksaneet tuloveroa, koska niiden oletettiin olevan voittoa tavoittelemattomia. Kaupallisen mittakaavan tilat eivät maksaneet tuloveroa, koska oletettiin, että kaikki sähkö kulutettaisiin paikan päällä. Minkäänlaisiin hankkeisiin ei sovellettu hiiliveroa.

Toimintakulut, korkomaksut (olettaen 60 %:n velkaa) ja nopeutettu pääomakustannusavustus (CCA)^{Alaviite 17}vähennettiin tuloveroista yleishyödyllisten tilojen osalta. CCA-vähennyksiä ei sovellettu kaupallisen mittakaavan tiloihin, koska oletettiin, että kaikki sähkö kulutettaisiin paikan päällä, joten tuotetusta sähköstä ei jouduttu maksamaan tuloveroa. Asuin- ja kaupallisen mittakaavan hankkeissa kaikkiin pääomakustannuksiin sovellettiin liikevaihtoveroa. Kunnallishankkeissa myyntiveroa sovellettiin vain laitteista ja asennuksista. Yhteisön mittakaavan hankkeiden pääomakustannuksiin ei sovellettu liikevaihtoveroa, joiden oletettiin olevan voittoa tavoittelemattomia.

Tuntihinnoittelu

Käytettiin kahta hinnoitteluskenaariota:

kiinteä hinnoittelu (eli ilman tuntivaihtelua). Monet kotitalous-, liike- ja yhteisökuluttajat maksavat kiinteän hinnan sähköstään. Kiinteää hinnoittelua tutkittiin myös yleishyödyllisten tilojen osalta, koska sen ja "vuorokaudenajan hinnoittelun" välinen ero voi auttaa osoittamaan vuorokaudenajan hinnoittelun ansaitseman palkkion.

Kellonajan hinnoittelu, koska aurinko tuottaa sähköä valoisaan aikaan, jolloin kysyntä on suurinta ja sähköllä on eniten arvoa. Kellonajan hinnoittelu auttaa näyttämään aurinkoprojektien ansaitseman palkkion, mukaan lukien hyödyllisyysmittakaavassa. Samaan aikaan maakunnat ottavat yhä enemmän käyttöön älykkäitä mittareita koteihin ja yrityksiin, jotta sähkölaitokset voivat mitata kulutusta kellonajan mukaan ja soveltaa kulutukseen kellonaikahintoja.

Vuorokaudenajan hinnoittelun mallintamiseksi tyypilliset ruuhka-, keski- ja ruuhka-ajan hintojen alennukset ja palkkiot määritettiin vertaamalla tuntihintoja keskimääräisiin, talvi- ja kesäpäivien päivähintoja sekä tukku- ja asuinhintaa. -hinnan perusteella. Kuitenkin vain kahdella maakunnalla (Ontario ja Alberta) on tukkumarkkinoita, joista nämä arviot voidaan tehdä. Samaan aikaan vain Ontariossa ja Nova Scotiassa on vuorokaudenaikaiset asumishinnat. Tietojen puutteen vuoksi joidenkin maakuntien tuntialennuksia ja -palkkioita sovellettiin toisiin.

Tärkeää on, että aurinkosähkön suuren levinneisyyden Kanadan sähkövalikoimaan odotetaan laskevan keskipäivän palkkioita ja tasoittavan päivittäisiä hintapiikkejä. Siksi tätä analyysiä tulisi harkita vain auringon vähäisen tunkeutumisen osalta.

Kulutus paikan päällä

Kunkin maakunnan asuin sähkön kysynnän oletettiin olevan vähintään valtakunnallinen keskiarvo.^{Alaviite 18}Maakunnat, joissa asuntojen kulutus oli korkeampaa kuin valtakunnallinen keskiarvo, käyttivät maakuntaarviotaan. Maakunnat nostettiin valtakunnalliseen keskiarvoon, koska aurinkosähkö voi johtaa joidenkin kodinkoneiden, kuten vedenlämmittimien ja liesien, sähköistymiseen ja voi lisätä muita sähköistettyjä laitteita, kuten ilmastointia.

Kotitalouksien kulutusta ylittävän tuotannon oletettiin palautettavan verkkoon luottoa varten, jota käytettiin sitten samanarvoisen sähkönkulutuksen korvaamiseen, kun aurinkopaneeli ei tuottanut yhtä paljon sähköä, kuten talvi. Hyvitysten arvot perustuivat arvioihin kunkin maakunnan tämänhetkisistä muuttuvista energiamaksuista, ja niitä on muokattu tuntialennuksilla ja palkkioilla kellonajan skenaarioissa.

Kaupallisten ja yhteisöllisten tonttien oletettiin kuluttavan kaiken tuottaman sähkön. Yleishyödyllisissä hankkeissa oletettiin olevan paikan päällä tapahtuvaa kulutusta (eli kulutus katettaisiin käyttökustannuksilla).

Vertailukelpoiset sähkön hinnat

Kotitalouksien aurinkoenergian vertailukelpoiset sähköhinnat määritettiin maakunnallisten ja alueellisten laitosten ja sähköntuottajien julkaisemista asuinenergiamaksuista ja muista muuttuvista maksuista. Ontariossa ja Albertassa useista kaupungeista laskettiin keskiarvo vertailukelpoisen sähkön hinnan määrittämiseksi. Nämä hinnat eivät sisällä kiinteitä maksuja, jotka pysyvät samana jokaisella laskulla riippumatta siitä, kuinka paljon sähköä kulutetaan. Näin ollen kotitaloussähkön ostaminen paikallisista laitoksista on hieman tässä ilmoitettua kalliimpaa.

Koska kaupallisen mittakaavan sähkön kysyntä voi olla niin vaihtelevaa sektoreittain, Manitoba Hydron ja Hydro Quebecin sähkön hintatutkimuksista saadut arviot laskettiin keskiarvoksi kullekin maakunnalle. Sähköä oletettiin 200 MW.h kuukaudessa 500 kW huippukysynnän kohdalla. Oletettiin myös, että muutos oli laitoksen omistuksessa. Alueiden osalta käytettiin paikallisten laitosten julkaisemia energiamaksuja.

Sähkön mittakaavan hankkeissa keskimääräistä vuotuista sähkön tukkuhintaa käytettiin vertailukelpoisena sähkön hintana Ontariossa ja Albertassa, kahdessa ainoassa provinssissa, joilla on tukkumarkkinat. Muuten käytettiin jälleenmyyjähintoja tai suuria teollisuuden energiamaksuja, koska ne olisivat seuraavaksi paras arvio tukkuhinnasta, vaikka ne voisivat silti olla korkeammat kuin todelliset tuotantokustannukset.