Ökonomie der Solarenergie in Kanada

Quelle: rec-cer.gc.ca

Typ

Die Breakeven-Kosten wurden für vier Arten von Arrays untersucht:

5-kW-Wohnbereich zur Modellierung von Dachanlagen, die ein Haus mit Strom versorgen.

Kommerzieller Maßstab von 200 kW zur Modellierung mittelgroßer Anlagen, die große Unternehmen mit Strom versorgen.

Versorgungsmaßstab von 50 MW zur Modellierung großer Anlagen, die Strom ins Netz einspeisen.

Gemeinschaftsmaßstab von 200 kW zur Modellierung mittelgroßer Anlagen, die eine Nachbarschaft oder ein öffentliches Gebäude wie ein Freizeitzentrum mit Strom versorgen. Wichtig ist, dass davon ausgegangen wird, dass die Einrichtung gemeinnützig ist, was steuerliche Auswirkungen hat und der Grund dafür ist, dass die gemeinschaftliche Ebene getrennt von der kommerziellen Ebene modelliert wird.

Standortwahl und Sonneneinstrahlung

Die Canadian Geographical Names Database von Natural Resources Canada wurde verwendet, um Standorte zu finden, die als Gemeinden betrachtet werden könnten. Der Breiten- und Längengrad jedes Standorts wurde verwendet, um die geografisch nächstgelegenen Daten zur Sonneneinstrahlung im typischen meteorologischen Jahr (TMY) aus der National Solar Radiation Database (NSRDB) des US-Energieministeriums herunterzuladen. Für Yukon, die Nordwest-Territorien und Nunavut, Canadian Weather Year for Energy Calculation (CWEC), wurden Daten von Environment and Climate Change Canada (ECCC) verwendet, um die Menge des stündlichen Sonnenlichts zu bestimmen, was die Anzahl der Gemeinden, die untersucht werden konnten, begrenzte. Insgesamt wurden 21 546 Gemeinden untersucht.

Somit stand für jede Gemeinde die typische stündliche Sonneneinstrahlung für ein Kalenderjahr zur Verfügung, um das einfallende Licht auf ein Solarpanel zu berechnen, wobei der Sonnenstand am Himmel anhand von Gleichungen der US-amerikanischen National Oceanic and Atmospheric Administration ermittelt wurde. Es wurde angenommen, dass es in den Wintermonaten aufgrund der Schneedecke zu leichten Stromverlusten kommt, obwohl einige Gewinne durch reflektiertes Licht berücksichtigt wurden, wie anhand der nächstgelegenen CWEC-Albedodaten geschätzt. Es wurde angenommen, dass Verschmutzung die Produktion das ganze Jahr über um 5 % verringert. Derselbe NSRDB-Datensatz enthält stündliche Temperaturen, die auch im Modell verwendet wurden.

Array-Leistung

Ein typisches Solarpanel wurde verwendet, um die Umwandlung der Sonneneinstrahlung in Elektrizität zu bestimmen, wie anhand von NREL-Modellen der Panelleistung geschätzt. Es wurde davon ausgegangen, dass die Paneele genau nach Süden ausgerichtet sind, um den größtmöglichen Sonnenlichteinfall zu gewährleisten. Die Panelneigung für Arrays im kommerziellen, kommunalen und Versorgungsbereich betrug minus neun Grad Breite.^Fußnote11Die Dachpaneele waren um 27 Grad geneigt, eine normale Neigung für kanadische Dächer.

Es wurde davon ausgegangen, dass Solaranlagen im Wohn-, Gewerbe- und Gemeindemaßstab über feste Halterungen verfügen (dh die Panels drehen sich nicht, wenn sich die Sonne am Himmel bewegt). Projekte im Versorgungsmaßstab wurden auf zwei Arten modelliert: zum einen mit festen Halterungen und zum anderen mit einachsigen Trackern (die sich um maximal 90 Grad um ihre Achsen drehen konnten). Einfallswinkel für Arrays wurden mithilfe von NREL-Gleichungen geschätzt.

Kleinere Verluste wurden für die Früh- und Spätverschattung berücksichtigt. Kleinere Verluste wurden auch für die Verkabelung (Wechselstrom und Gleichstrom), Modulfehlanpassungen und Wechselrichterverluste bei der Umwandlung von Gleichstrom in Wechselstrom berücksichtigt. Leitungsverluste für Großanlagen variierten je nach Provinz und basierten auf den Provinztarifen. Es wurde davon ausgegangen, dass sich die Panelleistung während der Projektlaufzeit um 0,5 % pro Jahr verschlechtert. Zur Anpassung der Panelleistung wurden stündliche NSRDB-Temperaturen verwendet.

Kapitalkosten

Die Installationskosten basierten auf einer NREL-Studie über die Kosten von Solaranlagen im Jahr 2017. Drei Preisszenarien wurden entwickelt, indem die Kosten von 2017 auf die Jahre 2018, 2023 und 2028 projiziert wurden, wobei historische Trends (aktuell, nahe Zukunft bzw. eine kostengünstige Zukunft) verwendet wurden. Die US-Steuern wurden abgeschafft und die Werte in kanadische Dollar mit einem Wechselkurs von 1,25 C$/US$ umgerechnet. Die drei Preisszenarien wurden nach Rücksprache mit der Industrie und gegebenenfalls Anpassung der Schätzungen finalisiert. Die drei Szenarien umfassen Hardwarekosten (wie Panels und Wechselrichter) und Softkosten (Installation und Entwicklung).

Es wurde angenommen, dass die Arrays eine Lebensdauer von 25 Jahren haben. Es wurde davon ausgegangen, dass nach der Hälfte der Lebensdauer aller Arten von Solaranlagen neue Wechselrichter installiert werden. Es wurde davon ausgegangen, dass nach der Hälfte der Lebensdauer von Arrays mit Trackern im Versorgungsmaßstab neue Tracker installiert werden. Am Ende der 25 Jahre wurde ein zusätzlicher Kapitalaufwand für die Sanierung erhoben. Der Restwert der Paneele nach 25 Jahren betrug 25 % ihres ursprünglichen Preises. Der Restwert der sonstigen Geräte wurde mit 15 % angenommen.

Die Grundstückskosten für Solaranlagen im Versorgungsmaßstab basierten auf Schätzungen von Statistics Canada zu landwirtschaftlichen Flächen und Gebäudewerten in jeder Provinz.^Fußnote13Wichtig ist, dass in einigen Gebieten (z. B. Süd-Ontario und das untere Festland von British Columbia) die Kosten aufgrund der hohen Nachfrage nach Immobilien gestiegen sind. Es wurde davon ausgegangen, dass die Grundstückskosten für Gewerbe-, Gemeinschafts- und Wohnimmobilien bei null liegen, da die Systeme auf einem bestehenden Dach oder einem bereits vorhandenen Grundstück installiert würden.

Tarife, Übertragungs- und Betriebskosten

Die Analyse umfasst zwei Szenarien für den Anschluss von Solaranlagen im Versorgungsmaßstab an Übertragungssysteme: eines mit Anwendung von Open-Access-Übertragungstarifen (OATTs) der Provinzen und ein weiteres ohne diese, um die Tarifkosten besser zu verstehen und zu verstehen, wie sich die Wirtschaftlichkeit von Stromabnahmeverträgen unterscheiden könnte von unabhängigen Erzeugern (oder wenn große Kraftwerksanlagen in lokale Verteilungssysteme statt in Übertragungssysteme produzieren). Die Tarife können niedriger ausfallen als hier angegeben, wenn die Erzeugung Teil eines Portfolios ist und die Regelleistungsleistungen, die im Falle eines Ausfalls die Ersatzerzeugung finanzieren, aus dem Portfolio stammen und nicht dem Übertragungsanbieter dafür bezahlt werden.

Für Yukon, die Nordwest-Territorien und Nunavut gelten derzeit keine Zölle, da sie keinen Strom für den nordamerikanischen Markt produzieren. Neufundland und Labrador entwickeln derzeit ein OATT. Der Tarif von Alberta basiert auf den Anschlusskosten des Alberta Electric System Operator (AESO), dem Tarif-Übertragungsdienst des AESO und einer Schätzung des über einen Zeitraum von 25 Jahren finanzierten Bau- und Generatorbeitrags des AESO.

Mittlerweile wurde davon ausgegangen, dass die Wartungskosten 15 USD/MW betragen. Es wurde davon ausgegangen, dass die Verbindungsleitung zur Anbindung von Solaranlagen im Versorgungsmaßstab an das Netz 5 US-Dollar/MWh kostet (basierend auf einer 10 km langen Leitung und einer mittelgroßen Anlage).

Finanzen

ESPC schätzt den Nettogegenwartswert eines Projekts, um dessen Wirtschaftlichkeit zu modellieren. Basierend auf den Kapitalkosten für Solaranlagen in Kanada im Jahr 2017 wurde für Solaranlagen im Versorgungs- und Gemeindemaßstab ein nominaler Abzinsungssatz von 5,75 % verwendet. Für gewerbliche Anlagen wurde ein nominaler Abzinsungssatz von 5,81 % angenommen, basierend auf die gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten für alle Branchen in den Vereinigten Staaten. Es wurde davon ausgegangen, dass Solaranlagen im Wohnmaßstab einen nominalen Abzinsungssatz von 5 % haben, denn wenn das Wohnsystem dem Eigentümer Geld sparen soll, sollte es an anderen Investitionsmöglichkeiten gemessen werden (bei denen eine jährliche Rendite von 5 % für einen niedrigen Wert angemessen wäre). - bis ausgewogener Fonds mit mittlerem Risiko). Die Inflation wurde mit 2 % angenommen und alle Kosten sind in Dollar von 2018 angegeben.

Die erwartete Rendite für landwirtschaftliche Betriebe im Versorgungsmaßstab wurde mit 10 % angenommen. Ansonsten wurde die Rendite für Gewerbe-, Gemeinschafts- und Wohnanlagen mit 0 % angenommen, da es sich hierbei nicht um gewinnorientierte Anlagen handelt, sondern nur auf eine Kostendeckung hofft. Da die kanadischen Strompreise schneller gestiegen sind als die Inflationsrate, wurde davon ausgegangen, dass der reale Wert des erzeugten Stroms im Jahresdurchschnitt von 2010 bis 2017 um 1,91 % pro Jahr steigen würde (d. h. in 10 Jahren würden die Energiekosten 19,1 % betragen). Die Energiekosten würden in 25 Jahren um 47,75 % über den aktuellen, realen Preisen liegen. Andernfalls wurden die Preise im Laufe der Zeit nicht erhöht, um die Hinzufügung teurer Stromerzeugung zu modellieren, da der Energiesektor seinen CO2-Fußabdruck verringert.

Die Einkommenssteuern wurden von den Einnahmen abgezogen, basierend auf den Körperschaftssteuersätzen des Bundes und der Provinzen für Großanlagen. Wohnanlagen zahlten Umsatzsteuern für den Wert des Stroms, der für Gutschriften ins Netz eingespeist wurde, da in späteren Monaten vor der Inanspruchnahme einer Gutschrift noch Umsatzsteuern auf den verbrauchten Strom gezahlt werden. Kommunale Einrichtungen zahlten keine Einkommenssteuern, da sie als gemeinnützig galten. Gewerbliche Anlagen zahlten keine Einkommenssteuer, da davon ausgegangen wurde, dass der gesamte Strom vor Ort verbraucht würde. Für keinerlei Projekte wurden CO2-Steuern erhoben.

Betriebskosten, Zinszahlungen (unter der Annahme einer Verschuldung von 60 %) und eine beschleunigte Kapitalkostenzulage (CCA)^Fußnote17wurden von der Einkommenssteuer für Großanlagen abgezogen. Auf gewerbliche Anlagen wurden keine CCA-Abzüge angewendet, da davon ausgegangen wurde, dass der gesamte Strom vor Ort verbraucht würde und daher keine Einkommensteuer auf den erzeugten Strom zu zahlen war. Bei Projekten im privaten und gewerblichen Maßstab wurden Umsatzsteuern auf alle Kapitalkosten erhoben. Bei Projekten im Versorgungsmaßstab wurden Umsatzsteuern nur auf Ausrüstung und Installation erhoben. Auf die Kapitalkosten kommunaler Projekte, die als gemeinnützig galten, wurden keine Umsatzsteuern erhoben.

Stundenpreise

Es wurden zwei Preisszenarien verwendet:

Pauschalpreise (d. h. ohne stündliche Abweichung). Viele private, gewerbliche und kommunale Verbraucher zahlen Pauschalpreise für ihren Strom. Die Pauschalpreisgestaltung wurde auch für Anlagen im Versorgungsmaßstab untersucht, da der Unterschied zwischen dieser Preisgestaltung und der „Tageszeitpreisgestaltung“ dabei helfen kann, die Prämie aufzuzeigen, die die Tageszeitpreisgestaltung einbringt.

Tageszeitliche Preisgestaltung, da Solarenergie tagsüber Strom erzeugt, wenn die Nachfrage am höchsten ist und Strom den größten Wert hat. Die tageszeitliche Preisgestaltung hilft dabei, die Prämie darzustellen, die Solarprojekte verdienen, auch im Versorgungsmaßstab. Unterdessen führen Provinzen zunehmend intelligente Zähler in Haushalten und Unternehmen ein, damit Versorgungsunternehmen den Verbrauch tageszeitlich messen und tageszeitliche Tarife auf den Verbrauch anwenden können.

Um die tageszeitliche Preisgestaltung zu modellieren, wurden typische Preisnachlässe und -prämien außerhalb der Haupt-, Mittel- und Hochsaison ermittelt, indem die Stundenpreise mit den durchschnittlichen Tagespreisen für Winter- und Sommertage sowie mit einem Großhandelspreis und Privatpreisen verglichen wurden -Preisbasis. Allerdings verfügen nur zwei Provinzen (Ontario und Alberta) über Großhandelsmärkte, von denen aus diese Schätzungen vorgenommen werden können. Mittlerweile gibt es nur in Ontario und Nova Scotia tageszeitabhängige Wohntarife. Aufgrund fehlender Daten wurden die stündlichen Rabatte und Zuschläge einiger Provinzen auf andere angewendet.

Wichtig ist, dass der hohe Anteil von Solarenergie am kanadischen Strommix voraussichtlich die Mittagsprämien drücken und die Tagespreisspitzen abflachen wird. Daher sollte diese Analyse nur für eine geringe Sonneneinstrahlung in Betracht gezogen werden.

Verzehr vor Ort

Es wurde davon ausgegangen, dass die Stromnachfrage der Privathaushalte in jeder Provinz mindestens dem Landesdurchschnitt entspricht.^Fußnote18Provinzen mit einem höheren Wohnverbrauch als im Landesdurchschnitt verwendeten ihre Provinzschätzung. Die Provinzen wurden auf den nationalen Durchschnitt angehoben, da die Solarenergie zu einer stärkeren Elektrifizierung einiger Haushaltsgeräte wie Warmwasserbereiter und Öfen führen und möglicherweise andere elektrifizierte Geräte wie Klimaanlagen hinzufügen könnte.

Es wurde davon ausgegangen, dass die Erzeugung aus einer Wohnanlage, die den Eigenverbrauch übersteigt, gegen eine Gutschrift ins Netz zurückgeführt wird, die dann zum Ausgleich des Stromverbrauchs in gleicher Höhe verwendet wird, wenn die Solaranlage nicht so viel Strom produziert, wie z Winter. Die Werte der Gutschriften basierten auf Schätzungen der aktuellen, variablen Energiegebühren in jeder Provinz und wurden durch stündliche Rabatte und Aufschläge in Tageszeitszenarien modifiziert.

Es wurde davon ausgegangen, dass gewerbliche und kommunale Standorte den gesamten von ihnen erzeugten Strom verbrauchen. Bei Projekten im Versorgungsmaßstab wurde davon ausgegangen, dass sie keinen Vor-Ort-Verbrauch haben (dh der Verbrauch würde durch ihre Betriebskosten gedeckt werden).

Vergleichbare Strompreise

Vergleichbare Strompreise für Solaranlagen im privaten Maßstab wurden anhand der Energiegebühren für Privathaushalte und anderer variabler Gebühren ermittelt, die von Versorgungsunternehmen und Stromanbietern auf Provinz- und Territorialebene veröffentlicht wurden. In Ontario und Alberta wurde der Durchschnitt mehrerer Städte ermittelt, um den vergleichbaren Strompreis zu ermitteln. In diesen Preisen sind keine Fixkosten enthalten, die auf jeder Rechnung gleich bleiben, unabhängig davon, wie viel Strom verbraucht wird. Daher ist der Kauf von Haushaltsstrom bei örtlichen Energieversorgern etwas teurer als hier angegeben.

Da der kommerzielle Strombedarf von Sektor zu Sektor sehr unterschiedlich sein kann, wurden die Schätzungen aus den Strompreiserhebungen von Manitoba Hydro und Hydro Quebec für jede Provinz gemittelt. Es wurde davon ausgegangen, dass monatlich 200 MWh Strom bei einem Spitzenbedarf von 500 kW erzeugt werden. Es wurde auch davon ausgegangen, dass die Transformation Eigentum der Versorgungsunternehmen war. Für die Gebiete wurden die von den örtlichen Energieversorgern veröffentlichten Energiepreise verwendet.

Für Projekte im Versorgungsmaßstab wurde der durchschnittliche jährliche Großhandelspreis für Strom als vergleichbarer Strompreis in Ontario und Alberta, den einzigen beiden Provinzen mit Großhandelsmärkten, verwendet. Andernfalls wurden Wiederverkäufertarife oder Energiepreise großer Industrieunternehmen verwendet, da diese die nächstbeste Schätzung der Großhandelspreise wären, obwohl sie immer noch höher sein könnten als die tatsächlichen Erzeugungskosten.