Aspects économiques de l’énergie solaire au Canada

Source : rec-cer.gc.ca

Taper

Les coûts d’équilibre ont été examinés pour quatre types de baies :

À l'échelle résidentielle de 5 kW, pour modéliser les réseaux de toit alimentant une maison en électricité.

À l'échelle commerciale de 200 kW, pour modéliser des installations de taille moyenne fournissant de l'énergie aux grandes entreprises.

À l'échelle d'un service public de 50 MW, pour modéliser de grandes installations fournissant de l'électricité au réseau.

À l'échelle communautaire de 200 kW, pour modéliser des installations de taille moyenne alimentant en électricité un quartier ou un bâtiment municipal, comme un centre de loisirs. Il est important de noter que l’installation est supposée être à but non lucratif, ce qui a des implications fiscales, et c’est la raison pour laquelle l’échelle communautaire est modélisée séparément de l’échelle commerciale.

Choix du site et insolation solaire

La Base de données toponymiques du Canada de Ressources naturelles Canada a été utilisée pour trouver des sites pouvant être considérés comme des communautés. La latitude et la longitude de chaque site ont été utilisées pour télécharger les données d'irradiation solaire de l'année météorologique typique (TMY) les plus proches géographiquement à partir de la base de données nationale sur le rayonnement solaire (NSRDB) du ministère américain de l'Énergie. Pour le Yukon, les Territoires du Nord-Ouest et le Nunavut, les données de l'Année météorologique canadienne pour le calcul de l'énergie (CWEC) d'Environnement et Changement climatique Canada (ECCC) ont été utilisées pour déterminer la quantité d'ensoleillement horaire, ce qui limitait le nombre de communautés pouvant être examinées. Au total, 21 546 communautés ont été examinées.

Ainsi, pour chaque communauté, l'irradiation solaire horaire typique pour une année civile était disponible pour calculer la lumière incidente sur un panneau solaire, où la position du soleil dans le ciel était déterminée à partir des équations de la National Oceanic and Atmospheric Administration des États-Unis. De légères pertes de puissance ont été supposées se produire pendant les mois d'hiver en raison de la couverture neigeuse, bien que certains gains de la lumière réfléchie aient été inclus, comme estimé à partir des données d'albédo CWEC les plus proches. On a supposé que la saleté réduisait la production de 5 % tout au long de l’année. Le même ensemble de données NSRDB comprend les températures horaires, qui ont également été utilisées dans le modèle.

Performances de la baie

Un panneau solaire typique a été utilisé pour déterminer la conversion de l’irradiation solaire en électricité, telle qu’estimée à partir des modèles NREL de performances des panneaux. Les panneaux ont été supposés être orientés plein sud pour maximiser la lumière solaire reçue. L'inclinaison du panneau pour les baies commerciales, communautaires et utilitaires était de latitude moins neuf degrés.^{Note de bas de page11}Les panneaux du toit étaient inclinés à 27 degrés, une pente normale pour les toits canadiens.

Il a été supposé que les panneaux à l'échelle résidentielle, commerciale et communautaire étaient dotés de supports fixes (c'est-à-dire que les panneaux ne tournent pas lorsque le soleil se déplace dans le ciel). Les projets à l'échelle utilitaire ont été modélisés de deux manières : l'une avec des supports fixes et l'autre avec des trackers à axe unique (pouvant pivoter d'un maximum de 90 degrés sur leurs axes). Les angles d'incidence des réseaux ont été estimés à l'aide des équations NREL.

De petites pertes ont été incluses pour l'ombrage en début et en fin de journée. De petites pertes ont également été incluses pour le câblage (AC et DC), la non-concordance des modules et la perte de l'onduleur pour convertir le DC en AC. Les pertes en ligne pour les réseaux à l'échelle des services publics variaient selon la province en fonction des tarifs provinciaux. Il a été supposé que les performances des panneaux se dégraderaient de 0,5 % par an pendant la durée de vie du projet. Les températures horaires du NSRDB ont été utilisées pour ajuster les performances des panneaux.

Coûts d'investissement

Les coûts d'installation étaient basés sur une étude NREL des coûts du système solaire de 2017. Trois scénarios de tarification ont été élaborés en projetant les coûts de 2017 sur 2018, 2023 et 2028 en utilisant les tendances historiques (actuelle, future proche et future à faible coût, respectivement). Les taxes américaines ont été supprimées et les valeurs converties en dollars canadiens avec un taux de change de 1,25 $ CA/$ US. Les trois scénarios de tarification ont été finalisés après consultation de l'industrie et ajustement des estimations si nécessaire. Les trois scénarios incluent les coûts matériels (tels que les panneaux et les onduleurs) et les coûts accessoires (installation et développement).

Les tableaux étaient censés durer 25 ans. À mi-chemin de la vie de tous les types de panneaux, de nouveaux onduleurs étaient censés être installés. À mi-chemin de la vie des réseaux à grande échelle dotés de trackers, de nouveaux trackers étaient censés être installés. Au bout de 25 ans, une dépense en capital supplémentaire pour l'assainissement a été appliquée. La valeur résiduelle des panneaux après 25 ans était de 25 % de leur coût initial. La valeur résiduelle des autres équipements a été estimée à 15 %.

Les coûts des terrains pour les panneaux solaires à grande échelle étaient basés sur les estimations de Statistique Canada de la valeur des terres agricoles et des bâtiments dans chaque province.^{Note de bas de page13}Il est important de noter que les coûts ont augmenté dans certaines régions (par exemple, le sud de l'Ontario et le Lower Mainland de la Colombie-Britannique) en raison de la forte demande immobilière. Les coûts des terrains commerciaux, communautaires et résidentiels ont été supposés être nuls, car les systèmes seraient installés sur un toit existant ou sur une propriété déjà possédée.

Tarifs, transport et coûts d'exploitation

L'analyse comprend deux scénarios pour connecter des installations solaires à grande échelle aux systèmes de transport : un avec des tarifs de transport provinciaux à accès libre (OATT) appliqués, et un autre sans eux, pour mieux comprendre les coûts tarifaires et comment l'économie des accords d'achat d'électricité pourrait différer. provenant de producteurs indépendants (ou si de grands réseaux à grande échelle produisent dans des systèmes de distribution locaux plutôt que dans des systèmes de transport). Les tarifs peuvent être inférieurs à ceux indiqués ici si la production fait partie d'un portefeuille et si les services de réserve d'exploitation, qui paient pour la production de secours en cas de panne, proviennent du portefeuille plutôt que de payer le fournisseur de transport pour eux.

Le Yukon, les Territoires du Nord-Ouest et le Nunavut n'ont actuellement pas de tarifs, car ils ne produisent pas d'électricité sur le marché nord-américain. Terre-Neuve-et-Labrador élabore actuellement un OATT. Le tarif de l'Alberta est basé sur les coûts de raccordement de l'Alberta Electric System Operator (AESO), le tarif du service de transport d'approvisionnement de l'AESO et une estimation de la construction de l'AESO et de la contribution du producteur financée sur 25 ans.

Pendant ce temps, la maintenance était estimée à 15 $/MW. La ligne de connexion pour relier l'énergie solaire à grande échelle au réseau a été supposée coûter 5 $/MW.h (sur la base d'une ligne de 10 km et d'une installation de taille moyenne).

Finance

ESPC estime la valeur actuelle nette d'un projet pour modéliser ses aspects économiques. Un taux d'actualisation nominal de 5,75 % a été utilisé pour les installations solaires à l'échelle des services publics et des collectivités, sur la base du coût du capital pour l'énergie solaire au Canada en 2017. Les installations à l'échelle commerciale ont été supposées avoir un taux d'actualisation nominal de 5,81 %, sur la base du le coût moyen pondéré du capital pour toutes les industries aux États-Unis. L’énergie solaire à l’échelle résidentielle a été supposée avoir un taux d’actualisation nominal de 5 %, car si le système résidentiel est destiné à faire économiser de l’argent au propriétaire, il doit alors être mesuré par rapport à d’autres opportunités d’investissement (où un rendement annuel de 5 % serait raisonnable pour un faible coût). - au fonds équilibré à risque moyen). L’inflation a été supposée être de 2 % et tous les coûts sont en dollars de 2018.

Le taux de rendement attendu pour les exploitations agricoles à grande échelle a été supposé être de 1 0 %. Sinon, le taux de rendement des systèmes commerciaux, communautaires et résidentiels a été supposé être de 0 %, car ce ne sont pas des systèmes axés sur le profit, mais uniquement dans l’espoir de récupérer leurs coûts. Étant donné que les prix de l'électricité au Canada ont augmenté plus rapidement que le taux d'inflation, on a supposé que la valeur réelle de l'électricité produite augmenterait de 1,91 % par année, soit la moyenne annuelle de 2010 à 2017 (c'est-à-dire que dans 10 ans, les frais d'énergie seraient de 19,1 % par année). % plus élevés que les prix réels actuels, et dans 25 ans, les tarifs énergétiques seraient 47,75 % plus élevés que les prix réels actuels). Dans le cas contraire, les prix n’ont pas augmenté au fil du temps pour modéliser l’ajout d’une production d’électricité coûteuse à mesure que le secteur électrique réduit son empreinte carbone.

Les impôts sur le revenu ont été soustraits des revenus en fonction des taux d'imposition des sociétés fédéraux et provinciaux pour les installations de services publics. Les installations à l’échelle résidentielle payaient des taxes de vente pour la valeur de l’électricité restituée au réseau sous forme de crédits, car les taxes de vente sont toujours payées sur l’électricité consommée au cours des mois suivants avant l’application d’un crédit. Les établissements communautaires ne payaient aucun impôt sur le revenu, car ils étaient censés être à but non lucratif. Les installations à l’échelle commerciale ne payaient aucun impôt sur le revenu, car on supposait que toute l’électricité serait consommée sur place. Aucune taxe carbone n’a été appliquée à aucun type de projet.

Frais de fonctionnement, paiements d'intérêts (en supposant une dette de 60 %) et déduction pour amortissement accéléré (DPA)^{Note de bas de page17}ont été déduits des impôts sur le revenu pour les installations à grande échelle. Les déductions de la DPA n'étaient pas appliquées aux installations à l'échelle commerciale, car on supposait que toute l'électricité serait consommée sur place et qu'aucun impôt sur le revenu ne devait donc être payé sur l'électricité produite. Pour les projets à l’échelle résidentielle et commerciale, les taxes de vente ont été appliquées à tous les coûts d’investissement. Pour les projets à grande échelle, les taxes de vente n'étaient appliquées qu'à l'équipement et à l'installation. Aucune taxe de vente n'a été appliquée aux coûts en capital des projets à l'échelle communautaire, qui étaient supposés être sans but lucratif.

Tarif horaire

Deux scénarios de tarification ont été utilisés :

tarification forfaitaire (c'est-à-dire sans variation horaire). De nombreux consommateurs résidentiels, commerciaux et communautaires paient leur électricité à des tarifs forfaitaires. La tarification forfaitaire a également été examinée pour les installations à l'échelle des services publics, car la différence entre cette tarification et la « tarification selon l'heure de la journée » peut aider à montrer la prime que rapporte la tarification selon l'heure de la journée.

Tarification en fonction de l'heure de la journée, car l'énergie solaire produit de l'électricité pendant les heures de clarté, lorsque la demande est la plus élevée et que l'électricité a le plus de valeur. La tarification selon l'heure de la journée permet de montrer la prime que rapportent les projets solaires, y compris à l'échelle des services publics. Parallèlement, les provinces déploient de plus en plus de compteurs intelligents dans les foyers et les entreprises afin que les services publics puissent mesurer la consommation selon l'heure de la journée et appliquer des tarifs selon l'heure de la journée à la consommation.

Pour modéliser la tarification selon l'heure de la journée, les remises et primes typiques hors pointe, mi-pointe et pointe ont été déterminées en comparant les prix horaires aux prix moyens et quotidiens pour les jours d'hiver et d'été et sur un prix de gros et résidentiel. -base de prix. Toutefois, seules deux provinces (l'Ontario et l'Alberta) disposent de marchés de gros à partir desquels effectuer ces estimations. Pendant ce temps, seules l’Ontario et la Nouvelle-Écosse appliquent des tarifs résidentiels selon l’heure de la journée. Ainsi, en raison du manque de données, les rabais et primes horaires de certaines provinces ont été appliqués à d’autres.

Il est important de noter que la forte pénétration de l'énergie solaire dans le mix électrique du Canada devrait faire baisser les primes de midi et aplanir les pics de prix quotidiens. Ainsi, cette analyse doit être envisagée uniquement pour une faible pénétration du solaire.

Consommation sur place

La demande résidentielle en électricité dans chaque province a été supposée être au minimum égale à la moyenne nationale.^{Note de bas de page18}Les provinces dont la consommation résidentielle est supérieure à la moyenne nationale ont utilisé leur estimation provinciale. Les provinces ont été élevées à la moyenne nationale, car la production solaire pourrait conduire à une électrification plus élevée de certains appareils ménagers, tels que les chauffe-eau et les cuisinières, et pourrait ajouter d'autres appareils électrifiés, comme la climatisation.

La production d'un générateur résidentiel qui était excédentaire par rapport à la consommation résidentielle était supposée être restituée au réseau moyennant un crédit, qui était ensuite utilisé pour compenser une consommation d'électricité de valeur égale lorsque le générateur solaire ne produisait pas autant d'électricité, comme dans le cas du système solaire. hiver. Les valeurs des crédits étaient basées sur des estimations des frais d'énergie actuels et variables dans chaque province et ont été modifiées par des réductions et des primes horaires dans des scénarios d'heure de la journée.

On a supposé que les sites commerciaux et communautaires consommaient toute l’électricité qu’ils produisaient. Les projets à grande échelle ont été supposés n'avoir aucune consommation sur place (c'est-à-dire que la consommation serait couverte par leurs coûts d'exploitation).

Prix ​​​​de l'électricité comparables

Les prix comparables de l’électricité pour l’énergie solaire à l’échelle résidentielle ont été déterminés à partir des frais d’énergie résidentiels et d’autres frais variables publiés par les services publics et les fournisseurs d’électricité provinciaux et territoriaux. En Ontario et en Alberta, plusieurs villes ont été moyennées pour déterminer le prix de l’électricité comparable. Ces prix n'incluent pas les charges fixes, qui restent les mêmes sur chaque facture, quelle que soit la quantité d'électricité consommée. Ainsi, acheter de l’électricité résidentielle auprès des services publics locaux est légèrement plus cher que ce qui est indiqué ici.

Étant donné que la demande d'électricité à l'échelle commerciale peut varier considérablement d'un secteur à l'autre, les estimations tirées des enquêtes sur les prix de l'électricité de Manitoba Hydro et d'Hydro Québec ont été établies en moyenne pour chaque province. Il a été supposé qu'une production mensuelle d'électricité de 200 MWh était prévue pour une demande de pointe de 500 kW. On a également supposé que la transformation appartenait aux services publics. Pour les territoires, les tarifs énergétiques publiés par les services publics locaux ont été utilisés.

Pour les projets à l’échelle des services publics, le prix de gros annuel moyen de l’électricité a été utilisé pour le prix de l’électricité comparable en Ontario et en Alberta, les deux seules provinces dotées de marchés de gros. Sinon, les tarifs des revendeurs ou les tarifs énergétiques des grandes industries ont été utilisés, car ils constitueraient la deuxième meilleure estimation de ce qu'est le prix de gros, même s'ils pourraient toujours être supérieurs au coût réel de production.