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加利福尼亞州擁有全美50%的光伏容量。燦爛的加州陽光、不斷提升的成本優勢、利好的政策、相對簡單的審批流，都是美國加州光伏熱潮產生的原因。然而，目前加州的電價表明，加州電網的光伏容量已達到飽和的狀態。但在眾多購電協議的驅使下，即將進行的新建項目仍舊源源不斷，這足以在2020年前將光伏項目的商業價格拉低至$16/MWh。
以上商業價格是由每小時的光伏電力產出和每小時的電力批發價格共同決定。
外購市場中的太陽能“實際”價格由每小時的光伏電力產出和每小時的電力批發價格共同決定。由于按時發電（time-of-day）和季節性發電組合，光伏發電在用電高峰期可以獲得高峰電力溢價（fetch a premium to on-peak power)。但根據優勢順序效應（merit order effect)：隨著光伏發電普及率的提高，實際的光伏電價將隨之下降。目前，這種優先順序效應的效果已經很明顯。2015年，電廠級光伏電力的價格已經大打折扣，與非高峰時間的電價水平相當了。
光伏電價不斷下降，與“電網平價（Gridparity）”之間的差距正在擴大。由于光伏電價的下跌速度高于成本的下降速度，如今太陽能項目的經濟效益已經不勝以往。
2015年，加州電網獨立系統運營商（CAISO）基準SP15樞紐的實時全天候（ATC）平均批發電價已下降至$30/MWh。低廉的天然氣價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。根據公允價值曲線（FairValueCurves）和我們的獨立分析結果來看，由于利空因素和利好因素相互抵消，未來的全天候電價走勢將保持平穩。
不過，即使ATC價格趨于穩定，光伏的實際價格仍將繼續回落。根據我們的分析，到2020年，光伏發電的產量加權年均價格將下跌至$16/MWh，較2016年上半年的$17/MWh降幅不大，不過由于季節性因素的作用，光伏發電的實際價格將在下半年有所上升。此外，不斷提高的光伏普及率將進一步縮小美國西部電網基準樞紐的高峰時間和非高峰時間電價差異，甚至還可能導致兩個時段的電價出現相互反轉的現象。
由于加利福尼亞州的太陽能發電項目已經通過長期購電協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無需面對批發電力市場的競爭，至少在合同到期之前是這樣。不過，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利潤，（我們認為）這部分利潤可能無法完全體現在對項目“剩余價值”的估計之中。2015年，加州光伏發電資產所有者拿到的加權平均購電協議價格為$136/MWh（由電廠支付），而新合同中規定的電價僅為$66/MWh。不過，這兩個價格均仍遠高于批發電價。
電廠將購電協議價格和能源價格之間的差距歸因于可再生能源組合標準（RPS）溢價，這主要是源于政策的強制性規定。但這一差距已經超出預期，迫使監管機構對為保證RPS合規而進行“提前購買”，以避免投資稅抵免過期的策略進行重新考量。
太陽能裝機量的增加，不僅拉低了能源的批發價格，也已經影響到了可再生能源證書（REC）的價格。根據我們的分析，如今加州“Bucket1”可再生能源證書價值$12/MWh，這意味著加州的太陽能發電場在電網獨立系統運營商的批發市場出價還應再減少$12/MWh；也意味著認購不足的RPS實體在進行二手REC合同的談判時，也要以這一價格為基準。對于在21世紀20年代中期前均沒有新的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，風電（及進口電力）極有可能成為最具經濟性的選擇。
這些發展均有可能對加州太陽能產業（以及加州電網利益相關者）的未來產生深遠影響。2017到2020年間，加利福尼亞州電廠級新增容量將從2013到2016年間的平均1.8GWAC/年，下降至1.1GW/年，而后將隨著爆發期遺留的購電協議不斷減少而逐步消失殆盡。
離網電表（Behind-the-meter）太陽能（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，由于加利福尼亞州許諾將在NEW2.0時期引入分時電價（time-of-use）機制，這可能會帶來一系列新的變化；如果加州的零售電價將跟隨分時批發市場的走向，NEW2.0對于采用凈電能計費方式的光伏電力來說絕不是好消息。
光伏經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能的商業價值；成本的逐漸降低似乎并不那么重要。天然氣（或含碳能源）的價格上漲，則可能拉高太陽能電力的實際價格；通過電力儲能、電動車崛起或分時電價機制實現的負載轉移，均有助于改變優先順序效應；加州電網獨立系統運營商（CAISO）輸電網絡的擴張，將通過更好地連接加州與周邊電網，緩解太陽能發電市場飽和的情況。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的總規模擴大了一倍。如果太陽能容量飽和，將迫使加州放緩爆發期的建設速度，“金色加州”將留下一大片的等待填補的空白。
2015年，光伏設施發電量達到18TWh，占零售電力總量的7%。盡管在可再生能源發電技術組合中的比例較低，但事實證明，太陽能打壓電價的能力出奇地強大。其他市場應當從中學到一個教訓：優先順序效應的經濟學說明，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的任何技術挑戰都更難克服。
按照目前的天然氣和含碳能源公允價值曲線顯示，加州電網每增加1GW的光伏容量，就會將當地全天候平均電力價格拉低$0.30/MWh，并將太陽能的零售電價降低$1.20/MWh。
以上商業價格是由每小時的光伏電力產出和每小時的電力批發價格共同決定。
外購市場中的太陽能“實際”價格由每小時的光伏電力產出和每小時的電力批發價格共同決定。由于按時發電（time-of-day）和季節性發電組合，光伏發電在用電高峰期可以獲得高峰電力溢價（fetch a premium to on-peak power)。但根據優勢順序效應（merit order effect)：隨著光伏發電普及率的提高，實際的光伏電價將隨之下降。目前，這種優先順序效應的效果已經很明顯。2015年，電廠級光伏電力的價格已經大打折扣，與非高峰時間的電價水平相當了。
光伏電價不斷下降，與“電網平價（Gridparity）”之間的差距正在擴大。由于光伏電價的下跌速度高于成本的下降速度，如今太陽能項目的經濟效益已經不勝以往。
2015年，加州電網獨立系統運營商（CAISO）基準SP15樞紐的實時全天候（ATC）平均批發電價已下降至$30/MWh。低廉的天然氣價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。根據公允價值曲線（FairValueCurves）和我們的獨立分析結果來看，由于利空因素和利好因素相互抵消，未來的全天候電價走勢將保持平穩。
不過，即使ATC價格趨于穩定，光伏的實際價格仍將繼續回落。根據我們的分析，到2020年，光伏發電的產量加權年均價格將下跌至$16/MWh，較2016年上半年的$17/MWh降幅不大，不過由于季節性因素的作用，光伏發電的實際價格將在下半年有所上升。此外，不斷提高的光伏普及率將進一步縮小美國西部電網基準樞紐的高峰時間和非高峰時間電價差異，甚至還可能導致兩個時段的電價出現相互反轉的現象。
由于加利福尼亞州的太陽能發電項目已經通過長期購電協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無需面對批發電力市場的競爭，至少在合同到期之前是這樣。不過，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利潤，（我們認為）這部分利潤可能無法完全體現在對項目“剩余價值”的估計之中。2015年，加州光伏發電資產所有者拿到的加權平均購電協議價格為$136/MWh（由電廠支付），而新合同中規定的電價僅為$66/MWh。不過，這兩個價格均仍遠高于批發電價。
電廠將購電協議價格和能源價格之間的差距歸因于可再生能源組合標準（RPS）溢價，這主要是源于政策的強制性規定。但這一差距已經超出預期，迫使監管機構對為保證RPS合規而進行“提前購買”，以避免投資稅抵免過期的策略進行重新考量。
太陽能裝機量的增加，不僅拉低了能源的批發價格，也已經影響到了可再生能源證書（REC）的價格。根據我們的分析，如今加州“Bucket1”可再生能源證書價值$12/MWh，這意味著加州的太陽能發電場在電網獨立系統運營商的批發市場出價還應再減少$12/MWh；也意味著認購不足的RPS實體在進行二手REC合同的談判時，也要以這一價格為基準。對于在21世紀20年代中期前均沒有新的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，風電（及進口電力）極有可能成為最具經濟性的選擇。
這些發展均有可能對加州太陽能產業（以及加州電網利益相關者）的未來產生深遠影響。2017到2020年間，加利福尼亞州電廠級新增容量將從2013到2016年間的平均1.8GWAC/年，下降至1.1GW/年，而后將隨著爆發期遺留的購電協議不斷減少而逐步消失殆盡。
離網電表（Behind-the-meter）太陽能（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，由于加利福尼亞州許諾將在NEW2.0時期引入分時電價（time-of-use）機制，這可能會帶來一系列新的變化；如果加州的零售電價將跟隨分時批發市場的走向，NEW2.0對于采用凈電能計費方式的光伏電力來說絕不是好消息。
光伏經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能的商業價值；成本的逐漸降低似乎并不那么重要。天然氣（或含碳能源）的價格上漲，則可能拉高太陽能電力的實際價格；通過電力儲能、電動車崛起或分時電價機制實現的負載轉移，均有助于改變優先順序效應；加州電網獨立系統運營商（CAISO）輸電網絡的擴張，將通過更好地連接加州與周邊電網，緩解太陽能發電市場飽和的情況。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的總規模擴大了一倍。如果太陽能容量飽和，將迫使加州放緩爆發期的建設速度，“金色加州”將留下一大片的等待填補的空白。
2015年，光伏設施發電量達到18TWh，占零售電力總量的7%。盡管在可再生能源發電技術組合中的比例較低，但事實證明，太陽能打壓電價的能力出奇地強大。其他市場應當從中學到一個教訓：優先順序效應的經濟學說明，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的任何技術挑戰都更難克服。
按照目前的天然氣和含碳能源公允價值曲線顯示，加州電網每增加1GW的光伏容量，就會將當地全天候平均電力價格拉低$0.30/MWh，并將太陽能的零售電價降低$1.20/MWh。
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