“如果将安装价格下降至US$2-2.5/W的范围，并以每年每千瓦时US$30 计算30%的产能系数，再加上运维成本和总运营成本，基本上可以实现这一购电协议中的价格水平。投资回报率并不十分高，并没有高到开发商们所心仪的水平，但仍旧是一个比较乐观的数字，大概在6-7%或8%左右。”
Reznick Capital Markets Securities的罗伯˙施特恩塔尔(Rob Sternthal)表示，有些购电协议的价格达到了US$60/MWh，这一价格让人不禁怀疑，这个项目到底能否建起来。
“所有每兆瓦单价在US$80以上的项目都已被出售或正在进行中。而出于对回报率的考虑，人们并不认为价格在60几美元左右的项目能够建得起来。
“另一个比较大的误解是，在计算回报率时，你总是假设买家是来自中美能源这样的企业，或者是对税收减免有兴趣并能利用相关政策的人。一旦将这些优势从计算中剔除，根据税收公平结构的不同，之前的8%的投资回报率就将会降低至6、5或4%。如果你并没有使用税收公平原则，那你所使用的结构便是缺少效率的，并在资产收益中至少损失几百个基础点。
“当项目的回报率仅为6%时，没有任何债务利息低于这一数字，因此无法为项目寻得任何贷款，从而整个项目所具有的全都是资产，而这种状况也是极为可怕的。如果能够将回报率提高至7%，那么贷款的存在可以将这一数字提高到百分之十几;这对于大多数投资商来说是极为重要的。”
当他们签署合约时，CPV和CSP的购电协议通常具有极大的竞争力，但是在光伏价格出现崩盘状况后，开放商在公布其价格这件事上变得极为谨慎。
“很不幸的是，我们没有任何近期的数据能够拿来进行比较，这一状况也证明了上述状况。”博林格先生表示。然而，很明显，公共电力市场上存在两种平行状况：建成项目的数量正迅速增长，而项目储备量却变得稀少，特别是2016年后的储备量更是如此。
在有可再生能源投资组合标准所存进的投资商产权公共电力项目采购潮结束后，公共电力领域不得不撕下兆瓦级别项目的标签，对自己进行重新定位。事实上，兆瓦级别的规模和低成本之间的平衡，对于市政级别的公共电力项目来说，要比巨额的欠条更为合适。
Akin Gump Strauss Hauer & Feld旗下的Edward W Zaelke先生表示：“当我们谈论能源价格走低至US$60以下的范围时，总会有关于项目是否有能力获得融资的讨论，而这全都与我们对于产业在公共电力领域内走向的预期相关。”
“大约在三、四年前，在研究这个国家的人口统计时发现，人们朝着西南地区转移，并且天然气价格较高，我们当时就认为西南部地区应该被大型公共电力项目所覆盖。其中有些项目已然建成;我们在北部地区也拥有500MW的项目开始动工。
“这就是三、四年前所签署的合同目前的走势。但是，确实有一些兆瓦规模的合同仍旧有效，并且通常与特定地区的就业相关联。但是20MW的规模似乎是我们目前所发展的趋势所在——不过，如果价格仍旧维持不变的话，规模并不会起到任何作用。”
