以上商業(yè)價(jià)格是由每小時(shí)的光伏電力產(chǎn)出和每小時(shí)的電力批發(fā)價(jià)格共同決定。

外購(gòu)市場(chǎng)中的太陽能“實(shí)際”價(jià)格由每小時(shí)的光伏電力產(chǎn)出和每小時(shí)的電力批發(fā)價(jià)格共同決定。由于按時(shí)發(fā)電（time-of-day）和季節(jié)性發(fā)電組合，光伏發(fā)電在用電高峰期可以獲得高峰電力溢價(jià)（fetchapremiumtoon-peakpower)。但根據(jù)優(yōu)勢(shì)順序效應(yīng)（meritordereffect)：隨著光伏發(fā)電普及率的提高，實(shí)際的光伏電價(jià)將隨之下降。目前，這種優(yōu)先順序效應(yīng)的效果已經(jīng)很明顯。2015年，電廠級(jí)光伏電力的價(jià)格已經(jīng)大打折扣，與非高峰時(shí)間的電價(jià)水平相當(dāng)了。

光伏電價(jià)不斷下降，與“電網(wǎng)平價(jià)（Grid parity）”之間的差距正在擴(kuò)大。由于光伏電價(jià)的下跌速度高于成本的下降速度，如今太陽能項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益已經(jīng)不勝以往。

2015年，加州電網(wǎng)獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)商（CAISO）基準(zhǔn)SP15樞紐的實(shí)時(shí)全天候（ATC）平均批發(fā)電價(jià)已下降至$30/MWh。低廉的天然氣價(jià)格和不斷提高的可再生能源普及率，均起到了推波助瀾的作用。根據(jù)公允價(jià)值曲線（Fair Value Curves）和我們的獨(dú)立分析結(jié)果來看，由于利空因素和利好因素相互抵消，未來的全天候電價(jià)走勢(shì)將保持平穩(wěn)。

不過，即使ATC價(jià)格趨于穩(wěn)定，光伏的實(shí)際價(jià)格仍將繼續(xù)回落。根據(jù)我們的分析，到2020年，太陽能光伏發(fā)電的產(chǎn)量加權(quán)年均價(jià)格將下跌至$16/MWh，較2016年上半年的$17/MWh降幅不大，不過由于季節(jié)性因素的作用，光伏發(fā)電的實(shí)際價(jià)格將在下半年有所上升。此外，不斷提高的光伏普及率將進(jìn)一步縮小美國(guó)西部電網(wǎng)基準(zhǔn)樞紐的高峰時(shí)間和非高峰時(shí)間電價(jià)差異，甚至還可能導(dǎo)致兩個(gè)時(shí)段的電價(jià)出現(xiàn)相互反轉(zhuǎn)的現(xiàn)象。

由于加利福尼亞州的太陽能發(fā)電項(xiàng)目已經(jīng)通過長(zhǎng)期購(gòu)電協(xié)議保障了自己的利潤(rùn)。因此，對(duì)這部分現(xiàn)有項(xiàng)目而言，這些因素都并不重要。當(dāng)?shù)氐拇蠖鄶?shù)光伏容量所有者暫時(shí)無需面對(duì)批發(fā)電力市場(chǎng)的競(jìng)爭(zhēng)，至少在合同到期之前是這樣。不過，當(dāng)合同到期后，這部分光伏容量將不得不直面低得可怕的商業(yè)利潤(rùn)，（我們認(rèn)為）這部分利潤(rùn)可能無法完全體現(xiàn)在對(duì)項(xiàng)目“剩余價(jià)值”的估計(jì)之中。2015年，加州光伏發(fā)電資產(chǎn)所有者拿到的加權(quán)平均購(gòu)電協(xié)議價(jià)格為$136/MWh（由電廠支付），而新合同中規(guī)定的電價(jià)僅為$66/MWh。不過，這兩個(gè)價(jià)格均仍遠(yuǎn)高于批發(fā)電價(jià)。

電廠將購(gòu)電協(xié)議價(jià)格和能源價(jià)格之間的差距歸因于可再生能源組合標(biāo)準(zhǔn)（RPS）溢價(jià)，這主要是源于政策的強(qiáng)制性規(guī)定。但這一差距已經(jīng)超出預(yù)期，迫使監(jiān)管機(jī)構(gòu)對(duì)為保證RPS合規(guī)而進(jìn)行“提前購(gòu)買”，以避免投資稅抵免過期的策略進(jìn)行重新考量。

太陽能裝機(jī)量的增加，不僅拉低了能源的批發(fā)價(jià)格，也已經(jīng)影響到了可再生能源證書（REC）的價(jià)格。根據(jù)我們的分析，如今加州“Bucket1”可再生能源證書價(jià)值$12/MWh，這意味著加州的太陽能發(fā)電場(chǎng)在電網(wǎng)獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)商的批發(fā)市場(chǎng)出價(jià)還應(yīng)再減少$12/MWh；也意味著認(rèn)購(gòu)不足的RPS實(shí)體在進(jìn)行二手REC合同的談判時(shí)，也要以這一價(jià)格為基準(zhǔn)。對(duì)于在21世紀(jì)20年代中期前均沒有新的RPS供應(yīng)需求的加州而言，采取這種做法的成本要比在本州建設(shè)新的可再生能源項(xiàng)目低。當(dāng)對(duì)RPS供應(yīng)的新需求重新出現(xiàn)時(shí)，風(fēng)電（及進(jìn)口電力）極有可能成為最具經(jīng)濟(jì)性的選擇。

這些發(fā)展均有可能對(duì)加州太陽能產(chǎn)業(yè)（以及加州電網(wǎng)利益相關(guān)者）的未來產(chǎn)生深遠(yuǎn)影響。2017到2020年間，加利福尼亞州電廠級(jí)新增容量將從2013到2016年間的平均1.8GWAC/年，下降至1.1GW/年，而后將隨著爆發(fā)期遺留的購(gòu)電協(xié)議不斷減少而逐步消失殆盡。

離網(wǎng)電表（Behind-the-meter）太陽能（大部分）憑借采用的凈電能計(jì)費(fèi)（NEM）政策，仍可保證豐厚的零售利潤(rùn)。不過，由于加利福尼亞州許諾將在NEW2.0時(shí)期引入分時(shí)電價(jià)（time-of-use）機(jī)制，這可能會(huì)帶來一系列新的變化；如果加州的零售電價(jià)將跟隨分時(shí)批發(fā)市場(chǎng)的走向，NEW2.0對(duì)于采用凈電能計(jì)費(fèi)方式的光伏電力來說絕不是好消息。

光伏經(jīng)濟(jì)的重振旗鼓的希望在于一系列潛在結(jié)構(gòu)性變化，這些變化有可能重塑太陽能的商業(yè)價(jià)值；成本的逐漸降低似乎并不那么重要。天然氣（或含碳能源）的價(jià)格上漲，則可能拉高太陽能電力的實(shí)際價(jià)格；通過電力儲(chǔ)能、電動(dòng)車崛起或分時(shí)電價(jià)機(jī)制實(shí)現(xiàn)的負(fù)載轉(zhuǎn)移，均有助于改變優(yōu)先順序效應(yīng)；加州電網(wǎng)獨(dú)立系統(tǒng)運(yùn)營(yíng)商（CAISO）輸電網(wǎng)絡(luò)的擴(kuò)張，將通過更好地連接加州與周邊電網(wǎng)，緩解太陽能發(fā)電市場(chǎng)飽和的情況。以下是我們統(tǒng)計(jì)到的幾組數(shù)據(jù)：

2013到2016年間，加利福尼亞的太陽能項(xiàng)目每年吸引了70億美元的新投資，憑借一己之力將美國(guó)光伏市場(chǎng)的總規(guī)模擴(kuò)大了一倍。如果太陽能容量飽和，將迫使加州放緩爆發(fā)期的建設(shè)速度，“金色加州”將留下一大片的等待填補(bǔ)的空白。2015年，光伏設(shè)施發(fā)電量達(dá)到18TWh，占零售電力總量的7%。盡管在可再生能源發(fā)電技術(shù)組合中的比例較低，但事實(shí)證明，太陽能打壓電價(jià)的能力出奇地強(qiáng)大。其他市場(chǎng)應(yīng)當(dāng)從中學(xué)到一個(gè)教訓(xùn)：優(yōu)先順序效應(yīng)的經(jīng)濟(jì)學(xué)說明，想要取得高水平的可再生能源普及率，所面對(duì)的困難將比整合間歇性資源時(shí)的任何技術(shù)挑戰(zhàn)都更難克服。

按照目前的天然氣和含碳能源公允價(jià)值曲線顯示，加州電網(wǎng)每增加1GW的光伏容量，就會(huì)將當(dāng)?shù)厝旌蚱骄娏r(jià)格拉低$0.30/MWh，并將太陽能的零售電價(jià)降低$1.20/MWh。