光伏运维成本数据较为有限。因此博林格先生从三个公共电力太阳能项目的股票发行章程中提取出相关数据，这三个项目分别是：550MW的Topaz项目、579MW的太阳星电站(此前为羚羊谷太阳能项目)，以及250MW的Genesis项目，该项目为不具备储能功能的抛物槽型CSP项目。
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。然而，购电协议的下跌则讲述了另一个更令人感兴趣的故事。最初的10MW工程(El Dorado)在2008年十二月就以US$150/MWh的价格(以2012年美元价值计算)签署了购电协议。并在六个月后的2009年六月再次签署了48MW项目(Copper Mountain 1)的购电协议。两年后的2011年七月，另一个150MW的项目(Copper Mountain 2)以US$103/MWh的价格签署了一份二十五年的购电协议。在2012年八月，250MW的Copper Mountain 3项目以US$82/MWh的价格签署。
“在安装成本和购电协议中的价格之间存在明显的断层。”博林格先生表示，“很明显，这其中有为项目预留的价格，有些项目在2016年前并未计划联网。即使如此，我们所显示出的是US$3-4/W的价格范围，但对于大多数项目来说进入购电协议RFP的竞标阶段后，价格将会被压至US$2-2.5/W，而这正是我们目前所看到的状况。”
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