美国加利福尼亚州拥有全美50%的光伏容量。灿烂的加州阳光、不断提升的成本优势、利好的政策、相对简单的审批流，都是美国加州光伏热潮产生的原因。然而，目前加州的电价表明，加州电网的光伏容量已达到饱和的状态。但在众多购电协议的驱使下，即将进行的新建项目仍旧源源不断，这足以在2020年前将光伏项目的商业价格拉低至$16/MWh。
以上商业价格是由每小时的光伏电力产出和每小时的电力批发价格共同决定。
外购市场中的太阳能“实际”价格由每小时的光伏电力产出和每小时的电力批发价格共同决定。由于按时发电（time-of-day）和季节性发电组合，光伏发电在用电高峰期可以获得高峰电力溢价（fetchapremiumtoon-peakpower)。但根据优势顺序效应（meritordereffect)：随着光伏发电普及率的提高，实际的光伏电价将随之下降。目前，这种优先顺序效应的效果已经很明显。2015年，电厂级光伏电力的价格已经大打折扣，与非高峰时间的电价水平相当了。
光伏电价不断下降，与“电网平价（Grid parity）”之间的差距正在扩大。由于光伏电价的下跌速度高于成本的下降速度，如今太阳能项目的经济效益已经不胜以往。
2015年，加州电网独立系统运营商（CAISO）基准SP15枢纽的实时全天候（ATC）平均批发电价已下降至$30/MWh。低廉的天然气价格和不断提高的可再生能源普及率，均起到了推波助澜的作用。根据公允价值曲线（Fair Value Curves）和我们的独立分析结果来看，由于利空因素和利好因素相互抵消，未来的全天候电价走势将保持平稳。
不过，即使ATC价格趋于稳定，光伏的实际价格仍将继续回落。根据我们的分析，到2020年，光伏发电的产量加权年均价格将下跌至$16/MWh，较2016年上半年的$17/MWh降幅不大，不过由于季节性因素的作用，光伏发电的实际价格将在下半年有所上升。此外，不断提高的光伏普及率将进一步缩小美国西部电网基准枢纽的高峰时间和非高峰时间电价差异，甚至还可能导致两个时段的电价出现相互反转的现象。
由于加利福尼亚州的太阳能发电项目已经通过长期购电协议保障了自己的利润。因此，对这部分现有项目而言，这些因素都并不重要。当地的大多数光伏容量所有者暂时无需面对批发电力市场的竞争，至少在合同到期之前是这样。不过，当合同到期后，这部分光伏容量将不得不直面低得可怕的商业利润，（我们认为）这部分利润可能无法完全体现在对项目“剩余价值”的估计之中。2015年，加州光伏发电资产所有者拿到的加权平均购电协议价格为$136/MWh（由电厂支付），而新合同中规定的电价仅为$66/MWh。不过，这两个价格均仍远高于批发电价。
电厂将购电协议价格和能源价格之间的差距归因于可再生能源组合标准（RPS）溢价，这主要是源于政策的强制性规定。但这一差距已经超出预期，迫使监管机构对为保证RPS合规而进行“提前购买”，以避免投资税抵免过期的策略进行重新考量。
太阳能装机量的增加，不仅拉低了能源的批发价格，也已经影响到了可再生能源证书（REC）的价格。根据我们的分析，如今加州“Bucket1”可再生能源证书价值$12/MWh，这意味着加州的太阳能发电场在电网独立系统运营商的批发市场出价还应再减少$12/MWh；也意味着认购不足的RPS实体在进行二手REC合同的谈判时，也要以这一价格为基准。对于在21世纪20年代中期前均没有新的RPS供应需求的加州而言，采取这种做法的成本要比在本州建设新的可再生能源项目低。当对RPS供应的新需求重新出现时，风电（及进口电力）极有可能成为最具经济性的选择。
这些发展均有可能对加州太阳能产业（以及加州电网利益相关者）的未来产生深远影响。2017到2020年间，加利福尼亚州电厂级新增容量将从2013到2016年间的平均1.8GWAC/年，下降至1.1GW/年，而后将随着爆发期遗留的购电协议不断减少而逐步消失殆尽。
