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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(yōu)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(chǎn)生的原因。然而，目前加州的電價表明，加州電網(wǎng)的光伏容量已達到飽和的狀態(tài)。但在眾多購電協(xié)議的驅(qū)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(yè)價格拉低至$16/MWh。
以上商業(yè)價格是由每小時的光伏電力產(chǎn)出和每小時的電力批發(fā)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(chǎn)出和每小時的電力批發(fā)價格共同決定。由于按時發(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（fetch a premium to on-peak power)。但根據(jù)優(yōu)勢順序效應(yīng)（merit order effect)：隨著光伏發(fā)電普及率的提高，實際的光伏電價將隨之下降。目前，這種優(yōu)先順序效應(yīng)的效果已經(jīng)很明顯。2015年，電廠級光伏電力的價格已經(jīng)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(wǎng)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(jīng)濟效益已經(jīng)不勝以往。
2015年，加州電網(wǎng)獨立系統(tǒng)運營商（CAISO）基準SP15樞紐的實時全天候（ATC）平均批發(fā)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(jù)公允價值曲線（FairValueCurves）和我們的獨立分析結(jié)果來看，由于利空因素和利好因素相互抵消，未來的全天候電價走勢將保持平穩(wěn)。
不過，即使ATC價格趨于穩(wěn)定，光伏的實際價格仍將繼續(xù)回落。根據(jù)我們的分析，到2020年，光伏發(fā)電的產(chǎn)量加權(quán)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(jié)性因素的作用，光伏發(fā)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(wǎng)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(dǎo)致兩個時段的電價出現(xiàn)相互反轉(zhuǎn)的現(xiàn)象。
由于加利福尼亞州的太陽能發(fā)電項目已經(jīng)通過長期購電協(xié)議保障了自己的利潤。因此，對這部分現(xiàn)有項目而言，這些因素都并不重要。當?shù)氐拇蠖鄶?shù)光伏容量所有者暫時無需面對批發(fā)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(yè)利潤，（我們認為）這部分利潤可能無法完全體現(xiàn)在對項目“剩余價值”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(quán)平均購電協(xié)議價格為$136/MWh（由電廠支付），而新合同中規(guī)定的電價僅為$66/MWh。不過，這兩個價格均仍遠高于批發(fā)電價。
電廠將購電協(xié)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(guī)定。但這一差距已經(jīng)超出預(yù)期，迫使監(jiān)管機構(gòu)對為保證RPS合規(guī)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(fā)價格，也已經(jīng)影響到了可再生能源證書（REC）的價格。根據(jù)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(fā)電場在電網(wǎng)獨立系統(tǒng)運營商的批發(fā)市場出價還應(yīng)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(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)新的可再生能源項目低。當對RPS供應(yīng)的新需求重新出現(xiàn)時，風(fēng)電（及進口電力）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(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(fā)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(jīng)濟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(xiàn)的負載轉(zhuǎn)移，均有助于改變優(yōu)先順序效應(yīng)；加州電網(wǎng)獨立系統(tǒng)運營商（CAISO）輸電網(wǎng)絡(luò)的擴張，將通過更好地連接加州與周邊電網(wǎng)，緩解太陽能發(fā)電市場飽和的情況。以下是我們統(tǒng)計到的幾組數(shù)據(jù)：
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(guī)模擴大了一倍。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的空白。
2015年，光伏設(shè)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，但事實證明，太陽能打壓電價的能力出奇地強大。其他市場應(yīng)當從中學(xué)到一個教訓(xùn)：優(yōu)先順序效應(yīng)的經(jīng)濟學(xué)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(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值曲線顯示，加州電網(wǎng)每增加1GW的光伏容量，就會將當?shù)厝旌蚱骄娏r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(yè)價格是由每小時的光伏電力產(chǎn)出和每小時的電力批發(fā)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(chǎn)出和每小時的電力批發(fā)價格共同決定。由于按時發(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（fetch a premium to on-peak power)。但根據(jù)優(yōu)勢順序效應(yīng)（merit order effect)：隨著光伏發(fā)電普及率的提高，實際的光伏電價將隨之下降。目前，這種優(yōu)先順序效應(yīng)的效果已經(jīng)很明顯。2015年，電廠級光伏電力的價格已經(jīng)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(wǎng)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(jīng)濟效益已經(jīng)不勝以往。
2015年，加州電網(wǎng)獨立系統(tǒng)運營商（CAISO）基準SP15樞紐的實時全天候（ATC）平均批發(fā)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(jù)公允價值曲線（FairValueCurves）和我們的獨立分析結(jié)果來看，由于利空因素和利好因素相互抵消，未來的全天候電價走勢將保持平穩(wěn)。
不過，即使ATC價格趨于穩(wěn)定，光伏的實際價格仍將繼續(xù)回落。根據(jù)我們的分析，到2020年，光伏發(fā)電的產(chǎn)量加權(quán)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(jié)性因素的作用，光伏發(fā)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(wǎng)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(dǎo)致兩個時段的電價出現(xiàn)相互反轉(zhuǎn)的現(xiàn)象。
由于加利福尼亞州的太陽能發(fā)電項目已經(jīng)通過長期購電協(xié)議保障了自己的利潤。因此，對這部分現(xiàn)有項目而言，這些因素都并不重要。當?shù)氐拇蠖鄶?shù)光伏容量所有者暫時無需面對批發(fā)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(yè)利潤，（我們認為）這部分利潤可能無法完全體現(xiàn)在對項目“剩余價值”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(quán)平均購電協(xié)議價格為$136/MWh（由電廠支付），而新合同中規(guī)定的電價僅為$66/MWh。不過，這兩個價格均仍遠高于批發(fā)電價。
電廠將購電協(xié)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(guī)定。但這一差距已經(jīng)超出預(yù)期，迫使監(jiān)管機構(gòu)對為保證RPS合規(guī)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(fā)價格，也已經(jīng)影響到了可再生能源證書（REC）的價格。根據(jù)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(fā)電場在電網(wǎng)獨立系統(tǒng)運營商的批發(fā)市場出價還應(yīng)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(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)新的可再生能源項目低。當對RPS供應(yīng)的新需求重新出現(xiàn)時，風(fēng)電（及進口電力）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(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(fā)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(jīng)濟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(xiàn)的負載轉(zhuǎn)移，均有助于改變優(yōu)先順序效應(yīng)；加州電網(wǎng)獨立系統(tǒng)運營商（CAISO）輸電網(wǎng)絡(luò)的擴張，將通過更好地連接加州與周邊電網(wǎng)，緩解太陽能發(fā)電市場飽和的情況。以下是我們統(tǒng)計到的幾組數(shù)據(jù)：
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(guī)模擴大了一倍。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的空白。
2015年，光伏設(shè)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，但事實證明，太陽能打壓電價的能力出奇地強大。其他市場應(yīng)當從中學(xué)到一個教訓(xùn)：優(yōu)先順序效應(yīng)的經(jīng)濟學(xué)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(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值曲線顯示，加州電網(wǎng)每增加1GW的光伏容量，就會將當?shù)厝旌蚱骄娏r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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