假设项目达到了开发商承诺的性能水平，且设备成本如彭博新能源财经预期持续下降，我们测算六个在内华达州项目的权益IRR为5.3-8.3%。
一些开发商的假设看起来相当激进。例如，一个项目承诺的基于直流容量定义的容量系数高达26%，高于内华达州有史以来的最高纪录。在另一个项目中，开发商假定其项目的组件功率仅以每年0.3%的速率衰退，低于设备制造商承诺的下降速率。
在我们的分析中，我们假设2021年美国的一个单轴跟踪的300MW光伏项目，在考虑了对来自东南亚的组件征收15%的关税以后，需要0.67美元/W(DC)的单位系统成本。
我们还预计在2021年前，储能系统的成本将降低30%。此外，光伏和储能间的整合设计和建造所带来的协同效应，将帮助节省额外13%的系统成本。我们预计在光伏系统中引入一个20MW/ 100MWh的储能系统将需要280美元/kWh的额外资本支出。
光伏+储能项目将有助于项目获得购电协议以及容量电价。我们相信，这些项目提供的调节能力对于电力公司十分具有吸引力，尽管我们注意到由于储能电池的容量有限，这批项目中配备储能的光伏系统产生的电力仅有10.5% - 11.5%可以被调度。
在美国比较2021年的两种发电技术：光伏以及燃气轮机联合循环技术。前者度电成本将低于后者。然而如果把光伏发电的可调度性上调到26.4%并增加储能系统，两者发电成本将持平。
一组数据
21.55美元/ MWh
创新低的美国光伏购电协议价格
0.67美元/ W(DC)
美国一个300MW单轴跟踪光伏项目在2021年预计的系统成本
280美元/kWh
2021年，一个和光伏协同建设的一个25MW/100MWh锂电池储能系统对应的成本
