住宅太陽能可能會輕易成為頭條，而商用太陽能總是具有極大前景，但是公共電力太陽能卻總像是房間里的一只800磅大猩猩一樣不容小覷。

在美國，公共電力光伏項目在年度光伏總安裝量中所占的比例由2008年的5%增長至2012年的54%。事實上，去年是公共電力光伏鮮明首次獲得美國光伏市場匯中的最大份額——預計至少在2016年投資稅收抵免(ITC)額度由30%降至10%前始終保持該比例。

在2012年底有超過3GW的公共電力太陽能項目實現聯網，今年的目標是將這一數字翻一倍，并將在2016年這一受到整個太陽能產業關注的日期前，始終以這一速度增長。GTM市場調研公司和太陽能產業協會預計，屆時將有超過18GW的公共電力太陽能項目在2016年年底前實現聯網。

勞倫斯伯克利國家實驗室(Lawrence Berkeley National Laboratory)旗下電力市場與政策團體部門研究科學家馬克·博林格(Mark Bolinger)表示：“從2009年和2010年起，這一市場就開始飛速發展。盡管該市場依舊是個年輕的市場，但已然像一株野草一樣瘋長，并在2016年前幾乎不會停止這種勢態。”

博林格先生在今年發表了一份新的系列年度報告，對從公共電力內新近收集的運營數據進行跟蹤分析。其中一些研究結果令人振奮，并且盡管該報告的標題中規中矩——《2012年公共電力太陽能發展——關于美國市場內項目成本、性能、價格走勢的實證分析》，這份報告就未來公共電力太陽能的預測給出了一個全新的重要的分析角度。

安裝成本在下降。這并沒有什么值得驚訝的。由于光伏電池板價格的大幅下跌，成本下降狀況出現在行業內的各個領域中。該報告表明，項目安裝價格在2007至2009年期間下降了近三分之一，在2012年完工的項目的平均成本由此前的每瓦5.6美元降至了每瓦3.9美元。

由于薄膜產品價格持續穩定，因此，產業內整體價格的下跌使得其在公共電力技術領域內的價值被蠶食。但是，博林格先生還指出，新墨西哥州最大的公共電力公司PNM近期提交申請，計劃在2014年以每瓦2.03美元的合同價格建造23MW薄膜光伏項目，而2013年內在建的同類20MW光伏項目價格為每瓦2.29美元，2011年建成的同類22.5MW項目價格為每瓦4.15美元。

但是在兆瓦級別項目時代，博林格先生的2MW以上項目中獲取的數據卻為那些崇尚愈大的愈好(也逾便宜)的人們提供了相應的建議。

“我們在5-10MW范圍中僅找到有限的規模經濟效應。”他表示，“造成這種狀況的原因之一是，項目的基礎單元是規模為1.5MW能源盒，例如SunPower旗下的Oasis產品——相當于一個‘放在盒子里的’完整的太陽能項目。這些能源盒基本上榨干了能源光伏產業內所能獲得的規模經濟效益。在安裝了一定數量的能源盒后，每增加一個單元的能源盒所需要的單位成本的下跌幅度遠沒有預計的那么多，特別是在考慮到項目總體規模增加后，諸如土地成本、審批成本，甚至是輸電成本等其他成本的上漲幅度，從而抵消了通常所具有的規模經濟效益。”

“開發商們正意識到，建造這些舉行項目的時候，會遇到各種各樣的開發問題。”

盡管Sun Edison的公共電力項目團隊在上個月的SPI展會上抓耳撓腮地想辦法促進其大規模項目儲備量。回答這一問題的其中一個答案可能就是規模，目前的趨勢已經從兆瓦級別項目中走出來了。

光伏運維成本數據較為有限。因此博林格先生從三個公共電力太陽能項目的股票發行章程中提取出相關數據，這三個項目分別是：550MW的Topaz項目、579MW的太陽星電站(此前為羚羊谷太陽能項目)，以及250MW的Genesis項目，該項目為不具備儲能功能的拋物槽型CSP項目。

從這些有限的數據中，博林格先生預計每年的運維成本范圍在US$20-40/kW AC之間，即US$10-$20/MWh——“與往常的項目運維成本大體相當”。

該報告稱，在與風能相比后，太陽能的分時交付價格優勢極具競爭實力(目前加州的平均市場水準為US$25/MWh)。

然而，這一成就很可能不會持久。

“太陽能在2012年開始讓風能賺足了錢，特別是在2013年更是如此。”博林格先生表示，“太陽能所具有的是一種稍縱即逝的優勢。由于光伏穿透率隨著時間增長，太陽能發電量凈峰值負載仍將不斷地向下午和晚間等太陽輻照并不是最強烈的時間段偏移。隨著這種狀況的發生，光伏產品的午日峰值特性也將變得不像現在那么具有價值了。而這正是儲能和帶有儲能設備的太陽能熱發電設備開始在市場上走俏的時候。”

購電協議也反映出了美國國內市場的下跌，年度平均跌幅可達US$25/MWh。美國西部地區近期簽署的一些購電協議甚至出現了US$50-60/MWh的極端價格(以2012年的美元價值計算)，在當地與風能相比極具競爭優勢。

458MW的銅山項目(Copper Mountain project)的全四期工程恰如其分地詮釋了這一下跌趨勢。這些項目全都坐落于同一區域，由同樣的獨立能源供應商(Sempra Generation US Gas & Power)擁有并進行運營，項目的前三期使用了First Solar旗下固定傾角CdTe薄膜組件，并都與太平洋燃氣電力公司(Pacific Gas & Electricity)簽署了長期購電協議。Sempra在今年八月份宣布，該項目的第四期工程將轉而使用天合光能的c-Si組件。

然而，購電協議的下跌則講述了另一個更令人感興趣的故事。最初的10MW工程(El Dorado)在2008年十二月就以US$150/MWh的價格(以2012年美元價值計算)簽署了購電協議。并在六個月后的2009年六月再次簽署了48MW項目(Copper Mountain 1)的購電協議。兩年后的2011年七月，另一個150MW的項目(Copper Mountain 2)以US$103/MWh的價格簽署了一份二十五年的購電協議。在2012年八月，250MW的Copper Mountain 3項目以US$82/MWh的價格簽署。

“在安裝成本和購電協議中的價格之間存在明顯的斷層。”博林格先生表示，“很明顯，這其中有為項目預留的價格，有些項目在2016年前并未計劃聯網。即使如此，我們所顯示出的是US$3-4/W的價格范圍，但對于大多數項目來說進入購電協議RFP的競標階段后，價格將會被壓至US$2-2.5/W，而這正是我們目前所看到的狀況。”

“如果將安裝價格下降至US$2-2.5/W的范圍，并以每年每千瓦時US$30 計算30%的產能系數，再加上運維成本和總運營成本，基本上可以實現這一購電協議中的價格水平。投資回報率并不十分高，并沒有高到開發商們所心儀的水平，但仍舊是一個比較樂觀的數字，大概在6-7%或8%左右。”

Reznick Capital Markets Securities的羅伯·施特恩塔爾(Rob Sternthal)表示，有些購電協議的價格達到了US$60/MWh，這一價格讓人不禁懷疑，這個項目到底能否建起來。

“所有每兆瓦單價在US$80以上的項目都已被出售或正在進行中。而出于對回報率的考慮，人們并不認為價格在60幾美元左右的項目能夠建得起來。

“另一個比較大的誤解是，在計算回報率時，你總是假設買家是來自中美能源這樣的企業，或者是對稅收減免有興趣并能利用相關政策的人。一旦將這些優勢從計算中剔除，根據稅收公平結構的不同，之前的8%的投資回報率就將會降低至6、5或4%。如果你并沒有使用稅收公平原則，那你所使用的結構便是缺少效率的，并在資產收益中至少損失幾百個基礎點。

“當項目的回報率僅為6%時，沒有任何債務利息低于這一數字，因此無法為項目尋得任何貸款，從而整個項目所具有的全都是資產，而這種狀況也是極為可怕的。如果能夠將回報率提高至7%，那么貸款的存在可以將這一數字提高到百分之十幾；這對于大多數投資商來說是極為重要的。”

當他們簽署合約時，CPV和CSP的購電協議通常具有極大的競爭力，但是在光伏價格出現崩盤狀況后，開放商在公布其價格這件事上變得極為謹慎。

“很不幸的是，我們沒有任何近期的數據能夠拿來進行比較，這一狀況也證明了上述狀況。”博林格先生表示。

然而，很明顯，公共電力市場上存在兩種平行狀況：建成項目的數量正迅速增長，而項目儲備量卻變得稀少，特別是2016年后的儲備量更是如此。

在有可再生能源投資組合標準所存進的投資商產權公共電力項目采購潮結束后，公共電力領域不得不撕下兆瓦級別項目的標簽，對自己進行重新定位。事實上，兆瓦級別的規模和低成本之間的平衡，對于市政級別的公共電力項目來說，要比巨額的欠條更為合適。

Akin Gump Strauss Hauer & Feld旗下的Edward W Zaelke先生表示：“當我們談論能源價格走低至US$60以下的范圍時，總會有關于項目是否有能力獲得融資的討論，而這全都與我們對于產業在公共電力領域內走向的預期相關。”

“大約在三、四年前，在研究這個國家的人口統計時發現，人們朝著西南地區轉移，并且天然氣價格較高，我們當時就認為西南部地區應該被大型公共電力項目所覆蓋。其中有些項目已然建成；我們在北部地區也擁有500MW的項目開始動工。

“這就是三、四年前所簽署的合同目前的走勢。但是，確實有一些兆瓦規模的合同仍舊有效，并且通常與特定地區的就業相關聯。但是20MW的規模似乎是我們目前所發展的趨勢所在——不過，如果價格仍舊維持不變的話，規模并不會起到任何作用。”