Economía de la energía solar en Canadá

Fuente: rec-cer.gc.ca

Tipo

Se examinaron los costos de equilibrio para cuatro tipos de matrices:

Escala residencial de 5 kW, para modelar conjuntos en tejados que suministran energía a una vivienda.

A escala comercial de 200 kW, para modelar instalaciones de tamaño medio que suministran energía a grandes empresas.

Escala de 50 MW, para modelar grandes instalaciones de suministro de energía a la red.

A escala comunitaria de 200 kW, para modelar instalaciones de tamaño medio que proporcionen energía a un barrio o a un edificio cívico, como por ejemplo un centro recreativo. Es importante destacar que se supone que la instalación es una organización sin fines de lucro, lo que tiene implicaciones fiscales y es la razón por la cual la escala comunitaria se modela por separado de la escala comercial.

Selección del sitio e insolación solar.

Se utilizó la base de datos de nombres geográficos canadienses de Natural Resources Canada para encontrar sitios que pudieran considerarse comunidades. La latitud y longitud de cada sitio se utilizaron para descargar los datos de irradiación solar del año meteorológico típico (TMY) geográficamente más cercanos de la Base de datos nacional de radiación solar (NSRDB) del Departamento de Energía de EE. UU. Para Yukon, los Territorios del Noroeste y Nunavut, se utilizaron datos del Año meteorológico canadiense para el cálculo de energía (CWEC) de Environment and Climate Change Canada (ECCC) para determinar la cantidad de luz solar por hora, lo que limitó el número de comunidades que podían examinarse. En total, se examinaron 21 546 comunidades.

Por lo tanto, para cada comunidad, se disponía de irradiación solar típica por hora durante un año calendario para calcular la luz incidente en un panel solar, donde la posición del sol en el cielo se determinaba a partir de ecuaciones de la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica de EE. UU. Se supuso que se producirían ligeras pérdidas de energía en los meses de invierno debido a la capa de nieve, aunque se incluyeron algunas ganancias por la luz reflejada, según lo estimado a partir de los datos de albedo del CWEC más cercanos. Se suponía que la suciedad reduciría la producción en un 5% durante todo el año. El mismo conjunto de datos NSRDB incluye temperaturas horarias, que también se utilizaron en el modelo.

Rendimiento de la matriz

Se utilizó un panel solar típico para determinar la conversión de la irradiancia solar en electricidad, según lo estimado a partir de los modelos NREL de rendimiento del panel. Se supuso que los paneles estaban orientados hacia el sur para maximizar la luz solar recibida. La inclinación del panel para conjuntos a escala comercial, comunitaria y de servicios públicos era de latitud menos nueve grados.^{Nota al pie 11}Los paneles del tejado estaban inclinados a 27 grados, una pendiente normal en los tejados canadienses.

Se supuso que los conjuntos a escala residencial, comercial y comunitaria tenían soportes fijos (es decir, los paneles no giran cuando el sol se mueve en el cielo). Los proyectos a escala de servicios públicos se modelaron de dos maneras: una con soportes fijos y la otra con seguidores de un solo eje (que podían girar un máximo de 90 grados sobre sus ejes). Los ángulos de incidencia de los conjuntos se estimaron utilizando ecuaciones NREL.

Se incluyeron pequeñas pérdidas por sombra temprana y tardía. También se incluyeron pequeñas pérdidas por cableado (CA y CC), falta de coincidencia de módulos y pérdida del inversor para convertir CC a CA. Las pérdidas de línea para los conjuntos de escala de servicios públicos variaron según la provincia según las tarifas provinciales. Se supuso que el rendimiento del panel se degradaría un 0.5% por año durante la vida del proyecto. Se utilizaron temperaturas horarias NSRDB para ajustar el rendimiento del panel.

Costos de capital

Los costos de instalación se basaron en un estudio del NREL de los costos del sistema solar de 2017. Se desarrollaron tres escenarios de fijación de precios proyectando los costos de 2017 hacia 2018, 2023 y 2028 utilizando tendencias históricas (actual, futuro cercano y futuro de bajo costo, respectivamente). Se eliminaron los impuestos estadounidenses y los valores se convirtieron a dólares canadienses con un tipo de cambio de 1,25 dólares canadienses por dólar estadounidense. Los tres escenarios de fijación de precios se finalizaron después de consultar con la industria y ajustar las estimaciones cuando fue necesario. Los tres escenarios incluyen costos de hardware (como paneles e inversores) y costos indirectos (instalación y desarrollo).

Se suponía que las matrices durarían 25 años. A mitad de vida de todo tipo de matrices, se suponía que se instalarían nuevos inversores. A mitad de la vida útil de los sistemas de seguimiento a escala de servicios públicos, se suponía que se instalarían nuevos seguidores. Al final de 25 años, se aplicó un gasto de capital adicional de remediación. El valor residual de los paneles después de 25 años fue del 25% de su coste original. Se supuso que el valor residual de otros equipos era del 15%.

Los costos de la tierra para paneles solares a escala de servicios públicos se basaron en estimaciones de Statistics Canada sobre tierras agrícolas y valores de construcción en cada provincia.^{Nota al pie 13}Es importante destacar que los costos aumentaron en algunas áreas (por ejemplo, el sur de Ontario y el Lower Mainland de Columbia Británica) debido a la alta demanda de bienes raíces. Se supuso que los costos del terreno para uso comercial, comunitario y residencial serían cero, porque los sistemas se instalarían en un tejado existente o en una propiedad que ya era de propiedad.

Tarifas, transmisión y costos de operación.

El análisis incluye dos escenarios para conectar instalaciones solares a escala de servicios públicos a sistemas de transmisión: uno con tarifas provinciales de transmisión de acceso abierto (OATT) aplicadas y otro sin ellas, para comprender mejor los costos de las tarifas y cómo la economía de los acuerdos de compra de energía podría diferir. de productores independientes (o si grandes conjuntos de servicios públicos producen en sistemas de distribución locales en lugar de sistemas de transmisión). Las tarifas pueden ser más bajas que las indicadas aquí si la generación es parte de una cartera y los servicios de reserva operativa, que pagan por la generación de respaldo en caso de una interrupción, provienen de la cartera en lugar de pagarlos al proveedor de transmisión.

Yukón, los Territorios del Noroeste y Nunavut no tienen actualmente tarifas porque no producen electricidad para el mercado norteamericano. Terranova y Labrador está desarrollando actualmente una OATT. La tarifa de Alberta se basa en los costos de conexión del Operador del Sistema Eléctrico de Alberta (AESO), la tarifa del servicio de transmisión de suministro del AESO y una estimación de la construcción del AESO y la contribución del generador financiada durante 25 años.

Mientras tanto, se supuso que el mantenimiento sería de 15 dólares/MW. Se supuso que la línea de conexión para conectar energía solar a escala de servicios públicos a la red costaría $5/MW.h (basado en una línea de 10 km y una instalación de tamaño mediano).

Finanzas

ESPC estima el valor presente neto de un proyecto para modelar su economía. Se utilizó una tasa de descuento nominal del 5,75% para instalaciones solares a escala comunitaria y de servicios públicos, según el costo de capital de la energía solar en Canadá en 2017. Se supuso que las instalaciones a escala comercial tenían una tasa de descuento nominal del 5,81%, según el costo de capital promedio ponderado para todas las industrias en los Estados Unidos. Se supuso que la energía solar a escala residencial tenía una tasa de descuento nominal del 5% porque, si el sistema residencial está destinado a ahorrar dinero al propietario, entonces debería compararse con otras oportunidades de inversión (donde un rendimiento anual del 5% sería razonable para un precio bajo). - a fondo equilibrado de riesgo medio). Se asumió que la inflación era del 2% y todos los costos están en dólares de 2018.

Se supuso que la tasa de rendimiento esperada para las granjas a escala de servicios públicos era del 10%. De lo contrario, se supuso que la tasa de rendimiento de los sistemas comerciales, comunitarios y residenciales era del 0%, porque no son sistemas orientados a las ganancias, sino que sólo esperan recuperar sus costos. Debido a que los precios de la electricidad en Canadá han aumentado más rápido que la tasa de inflación, se supuso que el valor real de la electricidad generada aumentaría un 1,91% anual, el promedio anual de 2010 a 2017 (es decir, en 10 años, los cargos por energía serían 19,1 % más altos que los precios reales actuales, y en 25 años, los cargos por energía serían un 47,75% más altos que los precios reales actuales). De lo contrario, los precios no aumentaron con el tiempo para modelar las adiciones de generación de electricidad costosa a medida que el sector eléctrico reduce su huella de carbono.

Los impuestos sobre la renta se restaron de los ingresos basándose en las tasas impositivas corporativas federales y provinciales para instalaciones de escala de servicios públicos. Las instalaciones a escala residencial pagaron impuestos sobre las ventas por el valor de la electricidad devuelta a la red para créditos, porque los impuestos sobre las ventas todavía se pagan sobre la electricidad consumida en los meses posteriores antes de que se aplique cualquier crédito. Las instalaciones a escala comunitaria no pagaban impuestos sobre la renta porque se suponía que no tenían fines de lucro. Las instalaciones a escala comercial no pagaban impuestos sobre la renta porque se suponía que toda la electricidad se consumiría en el lugar. No se aplicaron impuestos al carbono a ningún tipo de proyecto.

Costos operativos, pagos de intereses (asumiendo una deuda del 60%) y una asignación acelerada para costos de capital (CCA)^{Nota al pie 17}se dedujeron de los impuestos sobre la renta para instalaciones de escala de servicios públicos. Las deducciones de la CCA no se aplicaron a las instalaciones a escala comercial, porque se suponía que toda la electricidad se consumiría en el sitio, por lo que no se debían pagar impuestos sobre la renta por la electricidad generada. Para proyectos de escala residencial y comercial, los impuestos sobre las ventas se aplicaron a todos los costos de capital. Para proyectos a escala de servicios públicos, los impuestos sobre las ventas solo se aplicaron al equipo y la instalación. No se aplicaron impuestos sobre las ventas a los costos de capital de los proyectos a escala comunitaria, que se suponía que no tenían fines de lucro.

Precios por hora

Se utilizaron dos escenarios de fijación de precios:

precio fijo (es decir, sin variación horaria). Muchos consumidores residenciales, comerciales y comunitarios pagan tarifas fijas por su electricidad. También se examinó el precio fijo para las instalaciones a escala de servicios públicos, porque la diferencia entre este y el "precio según la hora del día" puede ayudar a mostrar la prima que gana el precio según la hora del día.

Precios según la hora del día, porque la energía solar genera electricidad durante las horas del día, cuando la demanda es mayor y la electricidad tiene mayor valor. Los precios por hora del día ayudan a mostrar la prima que obtienen los proyectos solares, incluida la escala de servicios públicos. Mientras tanto, las provincias están implementando cada vez más medidores inteligentes en hogares y empresas para que las empresas de servicios públicos puedan medir el consumo por hora del día y aplicar tarifas según la hora del día al consumo.

Para modelar los precios según la hora del día, se determinaron los descuentos y primas de precios típicos de horas valle, horas pico y horas pico comparando los precios por hora con los precios promedio diarios para los días de invierno y verano y con precios mayoristas y residenciales. -base del precio. Sin embargo, sólo dos provincias (Ontario y Alberta) cuentan con mercados mayoristas a partir de los cuales realizar estas estimaciones. Mientras tanto, sólo Ontario y Nueva Escocia tienen tarifas residenciales según la hora del día. Así, ante la falta de datos, los descuentos y primas horarias de unas provincias se aplicaron a otras.

Es importante destacar que se espera que la alta penetración de la energía solar en el mix eléctrico de Canadá deprima las primas de mediodía y aplane los picos de precios diarios. Por lo tanto, este análisis debe considerarse únicamente para baja penetración de energía solar.

Consumo in situ

Se supuso que la demanda residencial de electricidad en cada provincia era, como mínimo, el promedio nacional.^{Nota al pie 18}Las provincias con mayor consumo residencial que el promedio nacional utilizaron su estimación provincial. Las provincias se elevaron al promedio nacional, porque la generación solar podría conducir a una mayor electrificación de algunos electrodomésticos, como calentadores de agua y estufas, y podría agregar otros aparatos electrificados, como el aire acondicionado.

Se suponía que la generación de un conjunto residencial que excedeba el consumo residencial se devolvía a la red para obtener un crédito, que luego se utilizaba para compensar el consumo de electricidad de igual valor cuando el conjunto solar no producía tanta electricidad, como en el caso de invierno. Los valores de los créditos se basaron en estimaciones de los cargos de energía variables actuales en cada provincia y se modificaron mediante descuentos por hora y primas en escenarios de hora del día.

Se suponía que los sitios comerciales y comunitarios consumían toda la electricidad que generaban. Se supuso que los proyectos a escala de servicios públicos no tenían consumo in situ (es decir, el consumo estaría cubierto por sus costos operativos).

Precios de electricidad comparables

Los precios de electricidad comparables para la energía solar a escala residencial se determinaron a partir de los cargos de energía residencial y otros cargos variables publicados por los servicios públicos y proveedores de electricidad provinciales y territoriales. En Ontario y Alberta, se promediaron varias ciudades para determinar el precio de la electricidad comparable. Estos precios no incluyen los cargos fijos, que son los mismos en todas las facturas sin importar cuánta electricidad se consuma. Por lo tanto, comprar electricidad residencial a las empresas de servicios públicos locales es ligeramente más caro de lo que se indica aquí.

Debido a que la demanda de electricidad a escala comercial puede variar mucho de un sector a otro, las estimaciones de las encuestas de precios de la electricidad de Manitoba Hydro e Hydro Quebec se promediaron para cada provincia. Se supuso que se suponen 200 MW.h de electricidad mensualmente a 500 kW de demanda máxima. También se asumió que la transformación era propiedad de las empresas de servicios públicos. Para los territorios, se utilizaron las tarifas de energía publicadas por las empresas de servicios públicos locales.

Para los proyectos a escala de servicios públicos, se utilizó el precio mayorista anual promedio de la electricidad para el precio comparable de la electricidad en Ontario y Alberta, las dos únicas provincias con mercados mayoristas. De lo contrario, se utilizaron tarifas de revendedor o cargos de energía de las grandes industrias, porque éstas serían la siguiente mejor estimación de lo que son los precios mayoristas, aunque aún podrían ser más altas que el costo real de generación.