“我们在5-10MW范围中仅找到有限的规模经济效应。”他表示，“造成这种状况的原因之一是，项目的基础单元是规模为1.5MW能源盒，例如SunPower旗下的Oasis产品——相当于一个‘放在盒子里的’完整的太阳能项目。这些能源盒基本上榨干了能源光伏产业内所能获得的规模经济效益。在安装了一定数量的能源盒后，每增加一个单元的能源盒所需要的单位成本的下跌幅度远没有预计的那么多，特别是在考虑到项目总体规模增加后，诸如土地成本、审批成本，甚至是输电成本等其他成本的上涨幅度，从而抵消了通常所具有的规模经济效益。”
“开发商们正意识到，建造这些举行项目的时候，会遇到各种各样的开发问题。”
尽管Sun Edison的公共电力项目团队在上个月的SPI展会上抓耳挠腮地想办法促进其大规模项目储备量。回答这一问题的其中一个答案可能就是规模，目前的趋势已经从兆瓦级别项目中走出来了。
购电协议的平均价格在过去五年内下跌了三分之二，即每年US$25/MWh左右
从这些有限的数据中，博林格先生预计每年的运维成本范围在US$20-40/kW AC之间，即US$10-$20/MWh——“与往常的项目运维成本大体相当”。
该报告称，在与风能相比后，太阳能的分时交付价格优势极具竞争实力(目前加州的平均市场水准为US$25/MWh)。
然而，这一成就很可能不会持久。
“太阳能在2012年开始让风能赚足了钱，特别是在2013年更是如此。”博林格先生表示，“太阳能所具有的是一种稍纵即逝的优势。由于光伏穿透率随着时间增长，太阳能发电量净峰值负载仍将不断地向下午和晚间等太阳辐照并不是最强烈的时间段偏移。随着这种状况的发生，光伏产品的午日峰值特性也将变得不像现在那么具有价值了。而这正是储能和带有储能设备的太阳能热发电设备开始在市场上走俏的时候。”
购电协议也反映出了美国国内市场的下跌，年度平均跌幅可达US$25/MWh。美国西部地区近期签署的一些购电协议甚至出现了US$50-60/MWh的极端价格(以2012年的美元价值计算)，在当地与风能相比极具竞争优势。
458MW的铜山项目(Copper Mountain project)的全四期工程恰如其分地诠释了这一下跌趋势。这些项目全都坐落于同一区域，由同样的独立能源供应商(Sempra Generation US Gas & Power)拥有并进行运营，项目的前三期使用了First Solar旗下固定倾角CdTe薄膜组件，并都与太平洋燃气电力公司(Pacific Gas & Electricity)签署了长期购电协议。Sempra在今年八月份宣布，该项目的第四期工程将转而使用天合光能的c-Si组件。
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