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。

外購市場(chǎng)中的太陽(yáng)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)。但根據優(yōu)勢順序效應（meritordereffect)：隨著(zhù)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)先順序效應的效果已經(jīng)很明顯。2015年，電廠(chǎng)級光伏電力的價(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(yáng)能項目的經(jīng)濟效益已經(jīng)不勝以往。

2015年，加州電網(wǎng)獨立系統運營(yíng)商（CAISO）基準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。根據公允價(jià)值曲線(xiàn)（Fair Value Curves）和我們的獨立分析結果來(lái)看，由于利空因素和利好因素相互抵消，未來(lái)的全天候電價(jià)走勢將保持平穩。

不過(guò)，即使ATC價(jià)格趨于穩定，光伏的實(shí)際價(jià)格仍將繼續回落。根據我們的分析，到2020年，太陽(yáng)能光伏發(fā)電的產(chǎn)量加權年均價(jià)格將下跌至$16/MWh，較2016年上半年的$17/MWh降幅不大，不過(guò)由于季節性因素的作用，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)一步縮小美國西部電網(wǎng)基準樞紐的高峰時(shí)間和非高峰時(shí)間電價(jià)差異，甚至還可能導致兩個(gè)時(shí)段的電價(jià)出現相互反轉的現象。

由于加利福尼亞州的太陽(yáng)能發(fā)電項目已經(jīng)通過(guò)長(cháng)期購電協(xié)議保障了自己的利潤。因此，對這部分現有項目而言，這些因素都并不重要。當地的大多數光伏容量所有者暫時(shí)無(wú)需面對批發(fā)電力市場(chǎng)的競爭，至少在合同到期之前是這樣。不過(guò)，當合同到期后，這部分光伏容量將不得不直面低得可怕的商業(yè)利潤，（我們認為）這部分利潤可能無(wú)法完全體現在對項目“剩余價(jià)值”的估計之中。2015年，加州光伏發(fā)電資產(chǎn)所有者拿到的加權平均購電協(xié)議價(jià)格為$136/MWh（由電廠(chǎng)支付），而新合同中規定的電價(jià)僅為$66/MWh。不過(guò)，這兩個(gè)價(jià)格均仍遠高于批發(fā)電價(jià)。

電廠(chǎng)將購電協(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準（RPS）溢價(jià)，這主要是源于政策的強制性規定。但這一差距已經(jīng)超出預期，迫使監管機構對為保證RPS合規而進(jìn)行“提前購買(mǎi)”，以避免投資稅抵免過(guò)期的策略進(jìn)行重新考量。

太陽(yáng)能裝機量的增加，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(shū)（REC）的價(jià)格。根據我們的分析，如今加州“Bucket1”可再生能源證書(shū)價(jià)值$12/MWh，這意味著(zhù)加州的太陽(yáng)能發(fā)電場(chǎng)在電網(wǎng)獨立系統運營(yíng)商的批發(fā)市場(chǎng)出價(jià)還應再減少$12/MWh；也意味著(zhù)認購不足的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。對于在21世紀20年代中期前均沒(méi)有新的RPS供應需求的加州而言，采取這種做法的成本要比在本州建設新的可再生能源項目低。當對RPS供應的新需求重新出現時(shí)，風(fēng)電（及進(jìn)口電力）極有可能成為最具經(jīng)濟性的選擇。

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

離網(wǎng)電表（Behind-the-meter）太陽(yáng)能（大部分）憑借采用的凈電能計費（NEM）政策，仍可保證豐厚的零售利潤。不過(guò)，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）機制，這可能會(huì )帶來(lái)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對于采用凈電能計費方式的光伏電力來(lái)說(shuō)絕不是好消息。

光伏經(jīng)濟的重振旗鼓的希望在于一系列潛在結構性變化，這些變化有可能重塑太陽(yáng)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(yáng)能電力的實(shí)際價(jià)格；通過(guò)電力儲能、電動(dòng)車(chē)崛起或分時(shí)電價(jià)機制實(shí)現的負載轉移，均有助于改變優(yōu)先順序效應；加州電網(wǎng)獨立系統運營(yíng)商（CAISO）輸電網(wǎng)絡(luò )的擴張，將通過(guò)更好地連接加州與周邊電網(wǎng)，緩解太陽(yáng)能發(fā)電市場(chǎng)飽和的情況。以下是我們統計到的幾組數據：

2013到2016年間，加利福尼亞的太陽(yáng)能項目每年吸引了70億美元的新投資，憑借一己之力將美國光伏市場(chǎng)的總規模擴大了一倍。如果太陽(yáng)能容量飽和，將迫使加州放緩爆發(fā)期的建設速度，“金色加州”將留下一大片的等待填補的空白。2015年，光伏設施發(fā)電量達到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(yáng)能打壓電價(jià)的能力出奇地強大。其他市場(chǎng)應當從中學(xué)到一個(gè)教訓：優(yōu)先順序效應的經(jīng)濟學(xué)說(shuō)明，想要取得高水平的可再生能源普及率，所面對的困難將比整合間歇性資源時(shí)的任何技術(shù)挑戰都更難克服。

按照目前的天然氣和含碳能源公允價(jià)值曲線(xiàn)顯示，加州電網(wǎng)每增加1GW的光伏容量，就會(huì )將當地全天候平均電力價(jià)格拉低$0.30/MWh，并將太陽(yáng)能的零售電價(jià)降低$1.20/MWh。