在西班牙太陽能市場，太陽能發電成本競爭力增強帶來的需求開始逐步取代已中止的優惠補貼政策。近期宣佈的一些大型太陽能專案 (>50MW) 計畫在躉售市場出售電力，而沒有高額的補貼或者監管部門的收購保障，正體現了這一市場變化。
各種市場障礙帶來的不確定性
在成功實現上述目標的種種障礙中，由於資本市場對風險的厭惡，沒有收購保障可能成為壓垮市場的“最後一根稻草”。（歷史上，歐洲太陽能市場的大幅成長很大程度上得益於監管部門的保護性收購保障，確保太陽能發電被全額收購或者以其他形式補償。）
雖然開發這些大型電站項目中的太陽能企業表示將受到歐盟2009/28/EC號指令（國家可再生能源行動計畫）的保護，電力躉售市場卻是按照特定的“需求/供應“條款在運作。
因此，只有明確的合同條款才是可靠的保證。在西班牙，電力躉售市場裡的傳統發電容量由像Iberdrola和Endesa這樣的開發公司提供資金。雖然現在開發大型電站的太陽能企業也屬於 “一線”企業，但他們可能沒有傳統電力建設企業那樣的財務或影響力資源。
對此，一些大型太陽能項目開發商表示，會有潛在的長期投資者，並期待躉售電價在未來上漲幅度會比近期幾次更大。
其他影響大型太陽能電站成功的障礙包括根據可行的貼現率推算的太陽能發電的成本；要求太陽能模組價格有更大降幅；要求平衡系統成本降到目前預期水準之下；忽視明顯的發電能力過剩的局面（發電能力100GW，而峰值需求僅44GW）；以及有限的跨國電力傳輸能力（當下大約1GW）。
當前，幾個大型電站項目已經獲得了所需的區域政府支援和電網初始運營批准。這些區域性要求是獲得運行許可的最初步驟，但接著要經過全國性的環境影響評估，以及行政審批-每一個環節都可能導致項目被否決。
潛在的可行性方案
大型太陽能專案的開發商表示，安裝的系統價格大約在2013年底可以到達1歐元每瓦，那時可以開始安裝一個250MW的專案。圖1展示了在此價格水準的太陽能平準發電成本模型，其中假設年均淨發電量比例65%，包含樂觀的變壓損失預測，年平均2050小時的峰值光照時間，以及最佳傾角的固定式太陽能陣列安裝。除去初始投資成本和年度運營成本（初始成本的1.1%）之外沒有包括稅收或者其他費用，每年的效能衰減0.4%。電力市場電價每年上升3%。
圖一：西班牙大型地面電站的平準發電成本（折現率6%）對比電力市場電價
來源：NPD Solarbuzz歐洲太陽能市場季度報告
樂觀看待2014年的西班牙市場？
對西班牙的大型項目來說，在2012年的機會看起來是有限的。目前，上述影響項目成功的障礙仍超過太陽能發電成本在電力躉售市場的競爭力對市場的驅動（至少要到2013年之後，並且需要樂觀的價格預測變成現實）。
看起來最可能的結果是，這一市場未來會由不一定依賴於專案開發的傳統電力建設公司主導。另外，推遲項目的建設，以等待更低的價格和更高的電力市場價格，會有助於提高太陽能的競爭力。
NPD Solarbuzz歐洲太陽能季度報告 以翔實的資料為基礎，廣泛而細緻的分析了歐洲市場的整體趨勢、主要國家市場深度分析和較小的國家市場發展動態。報告涵蓋了從2011年到2013年的12個季度裡主要市場如比利時，法國，德國，希臘，義大利，西班牙和英國的情況，分析了市場驅動力與制約、市場細分、政策變更及對市場的影響、下游趨勢、主要專案活動、系統安裝價格、太陽能專案投資經濟性等各個方面。對較小國家的分析涵蓋了上個季度在以色列，烏克蘭，阿爾巴尼亞，保加利亞和土耳其的最新最令人關注的行業動態。新的歐洲太陽能季度報告包括一份200頁的PPT檔，一份Excel格式資料匯總，以及一份名為“PolicyTracker”的Excel檔案檔，其中涵蓋了各國的太陽能補貼政策及細節。
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