4.2. Scenario 2: Incorporating LADW

4.2. Scenario 2: Incorporating LADWP energy rebate A second analysis was performed, incorporating the LADWP rebate of $0.09/projected kWh produced over the first 20 years of the project. We assumed that the rebate was applied to the initial cost of installing the solar PV system. Table 6 summarizes the results. Similar to the base case, we find that the NPV value for each solar PV array continues to be negative. Again, this indicates that the proposed solar PV arrays are still not a financially sound investment even with the LADWP rebates in place. However, the impact of rebates in making solar PV more financially attractive is evident. We find that the present value of costs for each solar PV array decreases by approximately 36%. Furthermore, the current scheme of providing the rebate in one lump sum upon completing the solar PV array installation yields two key benefits compared to an annuity payout. The first advantage is the installation cost of the solar PV array can be immediately reduced, resulting in a higher benefits to costs ratio as shown in Table 7. In each case, we found that the rebate improved the BC ratio by over 57%. Although the BC ratio is still less than 1, it provides an improved situation over the base case. If NPV considerations or financial gain are not the primary driving forces, then the slight improvement may be the difference decision makers are looking for when deciding whether to approve a solar PV installation. Secondly, receiving the entire rebate once the solar PV system is online eliminates the need to discount the rebate over the life of the project. This results in the rebate directly impacting the solar PV COE value, reducing it by the full $0.09 to approximately $0.157/kWh compared to $0.183/ kWh if paid on a 20-year annuity basis. This reduces the COE difference between fossil fuels and solar PV. A plot of the NPV values against different solar PV array sizes reveals a non-linear relationship as shown in Fig. 3. We see that in both the base case and incentivized case, the negative gradient increases slightly when the PV array size reaches approximately 2200 kW. This was expected as we initially anticipated that a 2190 kW array would produce enough energy to meet all electrical demand during the solar output hours. Aside from reducing the per kWh energy consumption charge, the peak demand is also reduced, resulting in lower facility and demand charges. However, once the output of the solar PV array drops below the campus energy demand, the campus must resume paying per kWh consumption and per kW facility and demand charges. While the onset of electrical energy charges may be delayed by larger solar PV arrays, they become unavoidable once the sun goes down. Therefore, regardless of the size of the solar PV array, the campus will continue to have a monthly electrical bill. In situations where there is no net-metering or agreement to purchase excess electrical energy produced, constructing oversized solar PV arrays simply does not make financial sense and will result in a higher COE for solar PV. 4.3. Scenario 3: Solar PV array with TOU net metering scheme in place A third scenario was simulated, incorporating the effect on the NPV of different solar PV array sizes when having a net-metering agreement in place. We assumed that the electricity was purchased back at the TOU rate. Results were then compared to scenarios 1 and 2 and are summarized in Table 8 and shown in Fig. 4 (Table 9) When incorporating a TOU net metering agreement with LADWP rebates, the NPV for each solar PV array size increased (Fig. 5). Despite this, similar to the previous scenarios, it continues to remain negative even for smaller sized solar PV arrays. The results indicate a 12e16% improvement in NPV compared to the incentivized case for solar PV arrays sized 2000 kW and 2190 kW. This is unexpected, and is likely due to the hourly accounting and balance of energy consumed and estimated energy produced by the solar PV arrays. PV arrays 2190 kWh or lower are unlikely to consistently generate significant amounts of excess energy for purchase by the utility provider and therefore TOU net-metering should have little effect on improving NPV. Had accounting been completed on a monthly or even annual basis, it is likely the % change in NPV compared to scenario 2 would be closer to 0. TOU net-metering has the greatest effect on larger solar PV array installations, with NPV improvements of 193% and 86% compared with the base and incentivized cases. This was expected as larger arrays are in fact producing excess electrical energy during sunlight hours, which is then purchased by the utility provider. This results in an increase in benefits of the solar PV array, leading to a higher BC ratio. However, it should be noted that although the revenue achieved from selling excess electrical energy generated during the day will offset the cost of electrical energy consumed at night, the college will continue to have a monthly electrical bill. This is because the college will still be responsible for paying facility and electrical demand charges e the cost utility providers charge to ensure they can maintain enough generating capacity to meet demand. In the case of City College, this amounts to over $250,000 each year.

ผลลัพธ์ (ไทย) 1:

4.2 การสถานการณ์สมมติที่ 2: เพจ LADWP เงินคืนพลังงานวิเคราะห์สองทำ เพจ LADWP การเงินคืน $0.09/คาด ไม่ผลิตมากกว่า 20 ปีแรกของโครงการ เราสันนิษฐานว่า เงินคืนใช้ต้นทุนเริ่มต้นของการติดตั้งระบบพลังงานแสงอาทิตย์พลังงานแสงอาทิตย์ ตาราง 6 สรุปผล เช่นเดียวกับกรณีพื้นฐาน เราพบว่า ค่า NPV สำหรับอาร์เรย์แต่ละ PV พลังงานแสงอาทิตย์ยังเป็นค่าลบ อีก บ่งชี้ว่า อาร์เรย์ PV แสงเสนอไม่ยังลงทุนเงินเสียงแม้จะ มีเงินคืน LADWP ที่ อย่างไรก็ตาม ผลกระทบของเงินคืนในการทำเซลล์แสงอาทิตย์ที่น่าสนใจมากขึ้นทางการเงินจะเห็นได้ชัด เราพบว่า มูลค่าปัจจุบันของต้นทุนสำหรับอาร์เรย์แต่ละ PV พลังงานแสงอาทิตย์ลดลงประมาณ 36% นอกจากนี้ แผนปัจจุบันให้เงินคืนในหนึ่งรวมทั้งหมดเมื่อเสร็จสิ้นการติดตั้งอาร์เรย์ PV พลังงานแสงอาทิตย์ทำให้กุญแจสองเมื่อเทียบกับการชำระเงินรายปี ประโยชน์แรกคือ ต้นทุนการติดตั้งของเรย์ PV แสงทันทีลง เกิดประโยชน์สูงต้นทุนอัตราส่วนดังแสดงในตาราง 7 ในแต่ละกรณี เราพบว่า เงินคืนปรับปรุงอัตราส่วน BC กว่า 57% แม้ว่าอัตราส่วน BC จะยังคงน้อยกว่า 1 มันช่วยให้สถานการณ์ที่ดีขึ้นกว่ากรณีพื้นฐาน ถ้าพิจารณา NPV หรือเงินไม่มีกองกำลังขับหลัก แล้วปรับปรุงเล็กน้อยอาจเป็นการตัดสินใจความแตกต่างที่ผู้กำลังมองหาว่าคุณอนุมัติการติดตั้งพลังงานแสงอาทิตย์ของ PV ประการที่สอง การรับเงินคืนทั้งหมดเมื่อระบบพลังงานแสงอาทิตย์พลังงานแสงอาทิตย์ที่กำลังเอาต้องลดเงินคืนตลอดอายุของโครงการ นี้ส่งผลโดยตรงถึงค่า PV COE พลังงานแสงอาทิตย์ ลด โดยเต็ม $0.09 ถึงประมาณ $0.157/ไม่ เปรียบเทียบกับ $0.183 เงินคืน / ไม่ถ้าจ่ายตามยอดปี 20 นี้ลด COE ต่างเชื้อเพลิงฟอสซิลและพลังงานแสงอาทิตย์ ลงจุดของค่า NPV กับขนาดอาร์เรย์ PV แสงอาทิตย์แตกต่างกันพบว่า ความสัมพันธ์แบบไม่เชิงเส้นเป็นแสดงใน Fig. 3 เราเห็นว่า ทั้งในกรณีฐานและกรณีโดยมีคิม ไล่ระดับติดลบเพิ่มขึ้นเล็กน้อยเมื่อขนาดของแถวลำดับ PV ถึงประมาณ 2200 kW ซึ่งคาดว่าเป็นเราเริ่มคาดว่า อาร์เรย์ที่ 2190 กิโลวัตต์จะผลิตพลังงานที่เพียงพอเพื่อตอบสนองความต้องการไฟฟ้าทั้งหมดในช่วงเวลาผลผลิตพลังงานแสงอาทิตย์ นอกเหนือจากการลดการต่อค่าธรรมเนียมไม่พลังงานปริมาณการใช้ ความต้องการสูงสุดยังลดลง เกิดค่าธรรมเนียมสิ่งอำนวยความสะดวกและความต้องการด้านล่าง อย่างไรก็ตาม เมื่อผลลัพธ์ของเรย์ PV แสงขีดความต้องการพลังงานมหาวิทยาลัย มหาวิทยาลัยคราว ต่อปริมาณการใช้ไม่ และ ต่อกิโลวัตต์สิ่งอำนวยความสะดวกและความต้องการค่าธรรมเนียมในการจ่ายเงิน ในขณะที่ของค่าพลังงานไฟฟ้าอาจล่าช้า โดยอาร์เรย์ PV พลังงานแสงอาทิตย์ขนาดใหญ่ พวกเขากลายเป็นหลีกเลี่ยงไม่ได้เมื่อพระอาทิตย์ตกดิน ดังนั้น โดยไม่คำนึงถึงขนาดของอาร์เรย์ PV พลังงานแสงอาทิตย์ มหาวิทยาลัยยังคงมีสูตรไฟฟ้ารายเดือน ในกรณีไม่มีวัดแสงสุทธิหรือข้อตกลงในการซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ผลิต สร้างอาร์เรย์ PV พลังงานแสงอาทิตย์ขนาดใหญ่เพียงไม่เหมาะสมทางการเงิน และจะส่งผลใน COE สูงสำหรับเซลล์แสงอาทิตย์ 4.3 การสถานการณ์สมมติที่ 3: พลังงานแสงอาทิตย์เรย์กับแผนวัดสุทธิ TOU ในสถานการณ์สถานที่สามถูกจำลอง เพจผล NPV ขนาดอาร์เรย์ PV แสงอาทิตย์แตกต่างกันเมื่อมีข้อตกลงการวัดแสงสุทธิที่ เราสันนิษฐานว่า มีซื้อไฟฟ้าที่อัตรา TOU ผลถูกเปรียบเทียบกับ 1 และ 2 แล้ว และได้สรุปไว้ในตาราง 8 และแสดงใน Fig. 4 (ตาราง 9) เมื่อเพจ TOU ที่สุทธิข้อตกลงเงินคืน LADWP กับการวัดแสง NPV สำหรับขนาดของแถวลำดับแต่ละ PV พลังงานแสงอาทิตย์เพิ่มขึ้น (Fig. 5) แม้นี้ คล้ายกับสถานการณ์ก่อนหน้านี้ มันยังคงยังคงค่าลบสำหรับขนาดเล็กขนาดใหญ่แสงอาทิตย์ PV อาร์เรย์ ผลระบุว่า การปรับปรุง% 12e16 ใน NPV เมื่อเปรียบเทียบกับกรณี incentivized อาร์เรย์ PV พลังงานแสงอาทิตย์ขนาด 2000 kW และ 2190 กิโลวัตต์ นี้ไม่คาดคิด และเป็นไปได้เนื่องจากบัญชีต่อชั่วโมง และสมดุลของพลังงานที่ใช้ และประเมินพลังงานที่ผลิต โดยอาร์เรย์ PV พลังงานแสงอาทิตย์ PV อาร์เรย์ชุดไม่ 2190 หรือต่ำกว่าไม่น่าจะสร้างจำนวนพลังงานส่วนเกินซื้อโดยผู้ให้บริการสาธารณูปโภคที่สำคัญอย่างสม่ำเสมอ และดังนั้น TOU สุทธิวัดแสงควรมีผลน้อยในการปรับปรุง NPV มีบัญชีเสร็จตามรายเดือน หรือรายปีได้ มีแนวโน้มการเปลี่ยนแปลง%เมื่อเทียบกับสถานการณ์ 2 NPV จะใกล้ชิดกับ 0 TOU สุทธิวัดแสงมีผลยิ่งใหญ่แสงอาทิตย์ PV เรย์ติดตั้ง มีการปรับปรุง NPV 193% และ 86% เมื่อเทียบกับกรณีฐาน และโดยมีคิม ซึ่งคาดว่าเป็นอาร์เรย์ขนาดใหญ่กำลังผลิตเกินพลังงานไฟฟ้าในช่วงเวลาที่แสงแดด ซึ่งซื้อแล้ว โดยผู้ให้บริการสาธารณูปโภคในความเป็นจริง ซึ่งผลในการเพิ่มประโยชน์ของเรย์ PV พลังงานแสงอาทิตย์ การนำอัตราส่วน BC ที่สูง อย่างไรก็ตาม มันควรจดบันทึกว่า แม้ว่ารายได้ได้รับจากการขายพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่สร้างขึ้นในระหว่างวันจะชดเชยค่าใช้จ่ายของพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ในเวลากลางคืน วิทยาลัยยังคงมีสูตรไฟฟ้ารายเดือน ทั้งนี้เนื่องจากโรงเรียนจะยังคงรับผิดชอบจ่ายสิ่งอำนวยความสะดวกและความต้องการไฟฟ้าอีค่าธรรมเนียมที่ผู้ให้บริการโปรแกรมต้นทุนค่าใช้จ่ายให้พวกเขาสามารถรักษากำลังการผลิตเพียงพอสร้างเพื่อตอบสนองความต้องการ ในกรณีของวิทยาลัยเมือง นี้จำนวนถึงกว่า $250000 ในแต่ละปี

ผลลัพธ์ (ไทย) 2:

4.2 กรณีที่ 2: ผสมผสาน LADWP คืนพลังงานการวิเคราะห์ที่สองได้ดำเนินการใช้มาตรการคืนเงิน LADWP ของ $ 0.09 / กิโลวัตต์ต่อชั่วโมงคาดการณ์การผลิตมากกว่า 20 ปีแรกของโครงการ เราคิดว่าการคืนเงินที่ถูกนำไปใช้กับค่าใช้จ่ายเริ่มต้นของการติดตั้งระบบพลังงานแสงอาทิตย์ ตารางที่ 6 สรุปผล คล้ายกับกรณีฐานที่เราพบว่ามูลค่า NPV สำหรับแผงเซลล์แสงอาทิตย์พลังงานแสงอาทิตย์แต่ละยังคงเป็นเชิงลบ อีกครั้งนี้แสดงให้เห็นว่าการเสนออาร์เรย์เซลล์แสงอาทิตย์พลังงานแสงอาทิตย์ยังคงไม่ลงทุนเสียงทางการเงินแม้จะมีส่วนลด LADWP ในสถานที่ อย่างไรก็ตามผลกระทบของการคืนเงินในการทำเซลล์แสงอาทิตย์พลังงานแสงอาทิตย์อื่น ๆ ที่น่าสนใจทางการเงินเห็นได้ชัด เราพบว่ามูลค่าปัจจุบันของค่าใช้จ่ายสำหรับแผงเซลล์แสงอาทิตย์พลังงานแสงอาทิตย์แต่ละลดลงประมาณ 36% นอกจากนี้โครงการในปัจจุบันของการให้เงินคืนในเงินก้อนหนึ่งเมื่อเสร็จ PV อัตราผลตอบแทนการติดตั้งพลังงานแสงอาทิตย์สองประโยชน์ที่สำคัญเมื่อเทียบกับการจ่ายเงินเบี้ยหวัด ประโยชน์แรกเป็นค่าใช้จ่ายในการติดตั้งแผงเซลล์แสงอาทิตย์พลังงานแสงอาทิตย์สามารถลดลงได้ในทันทีที่เกิดในผลประโยชน์ที่สูงขึ้นต่อค่าใช้จ่ายตามที่แสดงในตารางที่ 7 ในแต่ละกรณีที่เราพบว่าเงินคืนปรับปรุงอัตราส่วน BC โดยกว่า 57% แม้ว่าอัตราส่วน BC ยังคงน้อยกว่า 1 จะให้สถานการณ์ดีขึ้นกว่ากรณีฐาน หากการพิจารณา NPV หรือผลประโยชน์ทางการเงินไม่ได้เป็นแรงผลักดันหลักจากนั้นปรับปรุงเล็กน้อยอาจจะเป็นผู้มีอำนาจตัดสินใจแตกต่างกำลังมองหาเมื่อตัดสินใจว่าจะอนุมัติการติดตั้งเซลล์แสงอาทิตย์พลังงานแสงอาทิตย์ ประการที่สองที่ได้รับเงินคืนทั้งหมดเมื่อระบบเซลล์แสงอาทิตย์พลังงานแสงอาทิตย์เป็นแบบออนไลน์ช่วยลดความจำเป็นที่จะลดเงินคืนตลอดอายุของโครงการ ซึ่งจะส่งผลในการคืนเงินโดยตรงส่งผลกระทบต่อค่า PV COE แสงอาทิตย์ลดได้โดยเต็ม $ 0.09 ประมาณ 0.157 $ / กิโลวัตต์ต่อชั่วโมงเมื่อเทียบกับ $ 0.183 / kWh หากมีการจ่ายในชีวิตประจำเงินรายปี 20 ปี ซึ่งจะช่วยลดความแตกต่างระหว่าง COE เชื้อเพลิงฟอสซิลและพลังงานแสงอาทิตย์ พล็อตค่า NPV กับขนาดของแผงเซลล์แสงอาทิตย์พลังงานแสงอาทิตย์ที่แตกต่างกันแสดงให้เห็นความสัมพันธ์ที่ไม่เป็นเชิงเส้นดังแสดงในรูป 3. เราเห็นว่าในทั้งสองกรณีฐานและกรณี incentivized เพิ่มขึ้นลาดเชิงลบเล็กน้อยเมื่อขนาดแผงเซลล์แสงอาทิตย์ถึงประมาณ 2,200 กิโลวัตต์ นี้ได้รับการคาดว่าในขณะที่เราเริ่มแรกที่คาดว่าอาร์เรย์กิโลวัตต์ 2190 จะผลิตพลังงานพอที่จะตอบสนองความต้องการไฟฟ้าทั้งหมดในช่วงเวลาการส่งออกพลังงานแสงอาทิตย์ นอกเหนือจากการลดค่าใช้จ่ายต่อกิโลวัตต์ชั่วโมงการใช้พลังงานความต้องการสูงสุดจะลดลงส่งผลให้ในสิ่งอำนวยความสะดวกและค่าใช้จ่ายที่ต่ำกว่าความต้องการ แต่เมื่อการส่งออกของพลังงานแสงอาทิตย์ PV ลดลงต่ำกว่าความต้องการพลังงานมหาวิทยาลัย, มหาวิทยาลัยจะต้องกลับมาจ่ายการบริโภคต่อกิโลวัตต์ชั่วโมงและสิ่งอำนวยความสะดวกต่อกิโลวัตต์และค่าใช้จ่ายความต้องการ ในขณะที่การโจมตีของค่าใช้จ่ายพลังงานไฟฟ้าอาจจะล่าช้าขนาดใหญ่อาร์เรย์เซลล์แสงอาทิตย์พลังงานแสงอาทิตย์พวกเขากลายเป็นหลีกเลี่ยงไม่ได้ในครั้งเดียวที่พระอาทิตย์ตกดิน ดังนั้นไม่ว่าขนาดของแผงเซลล์แสงอาทิตย์พลังงานแสงอาทิตย์มหาวิทยาลัยจะยังคงมีการเรียกเก็บเงินไฟฟ้ารายเดือน ในสถานการณ์ที่ไม่มีวัดแสงสุทธิหรือข้อตกลงที่จะซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ผลิต, การสร้างแผงเซลล์แสงอาทิตย์ PV ขนาดใหญ่ก็ไม่ได้ทำให้ความรู้สึกทางการเงินและจะส่งผลให้ COE ที่สูงขึ้นสำหรับพลังงานแสงอาทิตย์ 4.3 กรณีที่ 3: แผงเซลล์แสงอาทิตย์พลังงานแสงอาทิตย์ที่มีโครงการวัดสุทธิ TOU ในสถานที่สถานการณ์ที่สามคือการจำลองการผสมผสานผลต่อ NPV ที่แตกต่างกัน PV ขนาดแสงอาทิตย์เมื่อมีข้อตกลงสุทธิวัดแสงในสถานที่ เราสันนิษฐานว่าไฟฟ้าถูกซื้อกลับในอัตรา TOU ผลแล้วถูกเมื่อเทียบกับสถานการณ์ 1 และที่ 2 และได้สรุปไว้ในตารางที่ 8 และแสดงในรูป 4 (ตารางที่ 9) เมื่อผสมผสานข้อตกลงวัดสุทธิ TOU กับส่วนลด LADWP, NPV สำหรับแต่ละเซลล์แสงอาทิตย์พลังงานแสงอาทิตย์ขนาดอาร์เรย์ที่เพิ่มขึ้น (รูปที่. 5) อย่างไรก็ตามเรื่องนี้คล้ายกับสถานการณ์ก่อนหน้านี้ก็ยังคงอยู่ในเชิงลบแม้มีขนาดเล็กขนาดอาร์เรย์เซลล์แสงอาทิตย์พลังงานแสงอาทิตย์ ผลการวิจัยพบการปรับปรุง% 12e16 ใน NPV เมื่อเทียบกับกรณี incentivized สำหรับอาร์เรย์เซลล์แสงอาทิตย์พลังงานแสงอาทิตย์ขนาด 2,000 กิโลวัตต์และ 2,190 กิโลวัตต์ นี่คือที่ไม่คาดคิดและน่าจะเป็นเพราะบัญชีรายชั่วโมงและความสมดุลของการบริโภคพลังงานและพลังงานประมาณผลิตโดยอาร์เรย์เซลล์แสงอาทิตย์พลังงานแสงอาทิตย์ PV อาร์เรย์ 2,190 กิโลวัตต์หรือต่ำกว่าจะมีโอกาสในการสร้างอย่างต่อเนื่องในปริมาณที่มีนัยสำคัญของพลังงานส่วนเกินสำหรับการซื้อโดยผู้ให้บริการสาธารณูปโภคและดังนั้นจึง TOU วัดแสงสุทธิควรจะมีผลเพียงเล็กน้อยในการปรับปรุง NPV ได้ทำบัญชีเสร็จเรียบร้อยแล้วเป็นรายเดือนหรือรายปีแม้จะมีแนวโน้มการเปลี่ยนแปลงใน NPV% เมื่อเทียบกับกรณีที่ 2 จะได้ใกล้ชิดกับ 0. TOU สุทธิวัดแสงมีผลมากที่สุดในการติดตั้งพลังงานแสงอาทิตย์ขนาดใหญ่แผงเซลล์แสงอาทิตย์มีการปรับปรุง NPV ของ 193 % และ 86% เมื่อเทียบกับฐานและกรณี incentivized นี้ถูกคาดว่าเป็นอาร์เรย์ขนาดใหญ่ในความเป็นจริงการผลิตพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินในช่วงเวลาที่แสงแดดที่จะซื้อแล้วโดยผู้ให้บริการสาธารณูปโภค ซึ่งจะส่งผลในการเพิ่มขึ้นของผลประโยชน์ของแผงเซลล์แสงอาทิตย์พลังงานแสงอาทิตย์นำไปสู่​​การมีอัตราส่วนสูงกว่าปีก่อนคริสตกาล แต่ก็ควรจะตั้งข้อสังเกตว่าถึงแม้จะประสบความสำเร็จมีรายได้จากการขายพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่เกิดขึ้นในระหว่างวันที่จะชดเชยค่าใช้จ่ายพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ในเวลากลางคืนวิทยาลัยจะยังคงมีการเรียกเก็บเงินไฟฟ้ารายเดือน เพราะนี่คือวิทยาลัยจะยังคงรับผิดชอบในการจ่ายค่าใช้จ่ายสิ่งอำนวยความสะดวกและความต้องการไฟฟ้า e ค่าใช้จ่ายผู้ให้บริการสาธารณูปโภคค่าใช้จ่ายเพื่อให้แน่ใจว่าพวกเขาสามารถรักษากำลังการผลิตเพียงพอที่จะตอบสนองความต้องการ ในกรณีที่วิทยาลัยซิตี, จำนวนนี้ไป 250,000 ดอลลาร์ในแต่ละปี

ผลลัพธ์ (ไทย) 3:

4.2 . สถานการณ์ที่ 2 : จะลดพลังงาน ladwp ที่สองการวิเคราะห์ผสมผสาน ladwp รีเบต $ 0.09/projected กิโลวัตต์ผลิตกว่า 20 ปีแรกของโครงการ เราสันนิษฐานว่าใช้เป็นส่วนลดค่าใช้จ่ายเริ่มต้นของการติดตั้งระบบเซลล์แสงอาทิตย์ ตารางที่ 6 สรุปผล คล้ายกับฐานกรณีเราพบว่าค่า NPV สำหรับแต่ละเซลล์แสงอาทิตย์เรย์ยังคงเป็นลบ อีกครั้ง ซึ่งพบว่าเซลล์แสงอาทิตย์ที่เสนออาร์เรย์จะยังไม่ใช่การลงทุนทางการเงินเสียง แม้จะมี ladwp ส่วนลดในสถานที่ อย่างไรก็ตาม ผลกระทบของส่วนลดในการทำเซลล์แสงอาทิตย์มากขึ้นทางการเงินที่น่าสนใจคือ ประจักษ์เราพบว่า มูลค่าปัจจุบันของต้นทุนสำหรับแต่ละ array แสงอาทิตย์ลดลงประมาณ 36% นอกจากนี้ โครงการปัจจุบันของการให้ส่วนลดในหนึ่งก้อนเมื่อเสร็จสิ้นการติดตั้งเซลล์แสงอาทิตย์ผลิตอาร์เรย์สองประโยชน์หลักเมื่อเทียบกับงวดการจ่ายเงิน ประโยชน์แรกคือการติดตั้งค่าอาร์เรย์ PV แสงอาทิตย์สามารถทันทีลดลงส่งผลให้อัตราส่วนค่าใช้จ่ายที่สูงเพื่อ ผลประโยชน์ ดังแสดงในตารางที่ 7 ในแต่ละกรณี เราพบว่าอัตราการปรับปรุงอัตราส่วนก่อนคริสต์ศักราชกว่า 57 ล้านบาท แม้ว่าอัตราส่วน BC ยังคงน้อยกว่า 1 มันมีสถานการณ์ดีขึ้นกว่าฐานกรณี ถ้าพิจารณา NPV หรือผลประโยชน์ทางการเงินไม่ได้เป็นแรงผลักดันหลักแล้วการปรับปรุงเพียงเล็กน้อยอาจจะแตกต่างกัน การตัดสินใจจะมองหาเมื่อตัดสินใจว่าจะอนุมัติการติดตั้งเซลล์พลังงานแสงอาทิตย์ ประการที่สอง การได้รับเงินคืนทั้งหมด เมื่อระบบเซลล์แสงอาทิตย์เป็นออนไลน์ไม่ต้องลดการให้ส่วนลดผ่านชีวิตของโครงการ ผลนี้ในคืนโดยตรงส่งผลกระทบต่อเซลล์แสงอาทิตย์ โคค่า ลดโดยเต็ม $ 009 ประมาณ $ 0.157/kwh เมื่อเทียบกับ $ 0.183/ kWh ถ้าจ่ายบนพื้นฐานรายปี 20 . นี้ช่วยลดโคความแตกต่างระหว่างเชื้อเพลิงฟอสซิลและเซลล์แสงอาทิตย์ . พล็อตของ NPV มีค่าแตกต่างกัน เซลล์แสงอาทิตย์กับอาร์เรย์ขนาดแสดงความสัมพันธ์เชิงเส้นดังแสดงในรูปที่ 3 เราพบว่า ทั้งใน และ incentivized ฐานกรณีกรณีการไล่ระดับสีลบเพิ่มขึ้นเล็กน้อยเมื่ออาร์เรย์ PV ขนาดถึงประมาณ 2 , 200 กิโลวัตต์ นี้ คาด ตามที่เราคาดการณ์ไว้ในเบื้องต้นว่าเรย์มีความเร็ว kW จะผลิตพลังงานเพียงพอที่จะตอบสนองทุกความต้องการพลังงานไฟฟ้าในช่วงผลผลิตพลังงานแสงอาทิตย์ นอกเหนือจากการลดการบริโภคพลังงานต่อหน่วยค่าใช้จ่าย , อุปสงค์สูงสุดยังลดลง ส่งผลให้สถานที่และค่าใช้จ่ายที่ต่ำกว่าความต้องการอย่างไรก็ตาม เมื่อผลผลิตของพลังงานแสงอาทิตย์ PV เรย์ต่ำกว่าความต้องการพลังงานวิทยาเขต วิทยาเขตจะต้องกลับมาจ่ายต่อการบริโภค kWh ต่อค่าใช้จ่ายและสิ่งอำนวยความสะดวกกิโลวัตต์ และความต้องการ ในขณะที่การโจมตีของค่าใช้จ่ายพลังงานไฟฟ้าโดยเซลล์แสงอาทิตย์ขนาดใหญ่ที่อาจจะล่าช้า อาร์เรย์ พวกเขาจะหลีกเลี่ยงไม่ได้เมื่อดวงอาทิตย์ไปลง ดังนั้น ไม่ว่าขนาดของอาร์เรย์ PV พลังงานแสงอาทิตย์วิทยาเขตจะยังคงมีรายเดือนไฟฟ้าบิล ในสถานการณ์ที่ไม่มีวัดสุทธิ หรือสัญญาซื้อพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินที่ผลิต , การสร้างอาร์เรย์ PV พลังงานแสงอาทิตย์ขนาดใหญ่ก็ไม่ได้ทำให้ความรู้สึกทางการเงินและจะมีผลใน COE สูงขึ้นสำหรับเซลล์แสงอาทิตย์ . 4.3 . สถานการณ์ที่ 3 : อาร์เรย์ PV แสงอาทิตย์กับโทวัดสุทธิ โครงการในสถานที่ที่สามคือจำลองสถานการณ์ ,จะมีผลต่อเซลล์แสงอาทิตย์ขนาดแตกต่างกัน NPV ของเรย์เมื่อมีข้อตกลงจ่ายสุทธิในสถานที่ เราสันนิษฐานว่าไฟฟ้าที่ซื้อกลับมาที่โตในอัตรา เทียบกับสถานการณ์ที่ 1 และ 2 และสรุปตารางที่ 8 แสดงในรูปที่ 4 ( ตารางที่ 9 ) เมื่อรวมกับส่วนลด ladwp โทวัดสุทธิสัญญา ,มูลค่าปัจจุบันสุทธิอาร์เรย์แต่ละเซลล์แสงอาทิตย์ขนาดเพิ่มขึ้น ( ภาพที่ 5 ) แม้จะเป็นเช่นนี้ คล้ายกับสถานการณ์ก่อนหน้านี้ , มันยังคงเป็นลบ แม้ขนาดอาร์เรย์ PV พลังงานแสงอาทิตย์ ผลลัพธ์ที่แสดง 12e16 % การปรับปรุงในสุทธิเมื่อเทียบกับ incentivized กรณีสำหรับอาร์เรย์แสงอาทิตย์ขนาด 2 กิโลวัตต์ และความเร็วกิโลวัตต์ นี่คือสิ่งที่ไม่คาดคิดและน่าจะเกิดจากดุลบัญชีและรายชั่วโมงของการใช้พลังงานและพลังงานประมาณการผลิตโดยอาร์เรย์ PV พลังงานแสงอาทิตย์ อาร์เรย์ PV ความเร็ว kWh หรือต่ำกว่า ไม่น่าจะสร้างอย่างต่อเนื่อง อย่างมีนัยสําคัญของปริมาณพลังงานส่วนเกินสำหรับการซื้อจากผู้ให้บริการสาธารณูปโภคและดังนั้นจึงยังวัดสุทธิ น่าจะมีผลน้อยในการปรับปรุงสุทธิ .มีบัญชีเสร็จสมบูรณ์บนพื้นฐานรายเดือนหรือรายปี มันอาจเปลี่ยนในสุทธิเมื่อเทียบกับสถานการณ์ 2 จะเข้าใกล้ 0 โทวัดสุทธิได้ผลมากที่สุดในการติดตั้งเซลล์แสงอาทิตย์ขนาดใหญ่เรียงรายด้วยการปรับปรุงสุทธิ 193 ล้านบาท และ 86% เมื่อเทียบกับฐานและ incentivized กรณีนี้คาดว่าเป็นอาร์เรย์ที่มีขนาดใหญ่ในความเป็นจริงการผลิตพลังงานไฟฟ้าส่วนเกินในระหว่างชั่วโมงแสงแดดซึ่งเป็นแล้วซื้อจากยูทิลิตี้ ) นี้ส่งผลในการเพิ่มประโยชน์ของอาร์เรย์ PV พลังงานแสงอาทิตย์ชั้นนำอัตราส่วน BC สูงกว่า อย่างไรก็ตามมันควรจะสังเกตว่าแม้รายได้ที่ได้จากการขายไฟฟ้าพลังงานส่วนเกินที่สร้างขึ้นในระหว่างวันจะชดเชยค่าใช้จ่ายของพลังงานไฟฟ้าที่ใช้ในเวลากลางคืน วิทยาลัย จะ ยัง คง เป็น รายเดือน ไฟฟ้า บิลนี้เป็นเพราะวิทยาลัยจะยังคงรับผิดชอบในการจ่ายค่าใช้จ่ายสถานที่และความต้องการพลังงานไฟฟ้า E อรรถประโยชน์ต้นทุนผู้ให้บริการคิดค่าบริการเพื่อให้แน่ใจว่าพวกเขาสามารถรักษาเพียงพอสร้างความสามารถเพื่อตอบสนองความต้องการ ในกรณีของวิทยาลัยเมืองนี้มากถึงกว่า $ 250 , 000 ในแต่ละปี