一批具有经济可行性的光伏+储能混合项目（下文简称光储项目）开始在美国西南部地区崭露头角。储能电池价格的下降以及联邦投资税减免（ITC）政策的存在，激励光伏开发商将储能技术融入到项目建设中。这不但提升了整个项目的价格竞争力，而且还满足了电力公司当下的需求。这种混合式发电系统不久后将普及到全美国。
值得一提的背景是，美国西南部并没有对于光储的强制性要求或鼓励性政策。当地光储项目的发展更主要的驱动因素在于其更好的经济性。美国西南部煤电厂大量退役，而与此同时光伏发电蓬勃发展。这就使得当地电力公司需要引入更多新的可调度发电技术。和包括天然气在内的其它稳定发电源相比，参与当地电力公司新增发电源提案申请的光储项目对应更低的价格。
在美国，如果储能设备用光伏系统发出的电来充电，储能系统也可以享受投资税减免的优惠政策。除此之外，和光伏协同设计建设开发的储能项目由于可以分摊部分硬件、运营成本，并可以节省并网费用，因此比独立储能系统拥有更低的单位投资成本。由此，光储项目中储能部分的单位成本比独立型储能项目的成本低39%。
美国西南部针对光储项目给出的额外容量费用降低了开发商实现盈利需要的合约电价。对于一个2021年年底投入运营的大型光储项目，如果每天可以收到200美元/MW的容量费用，其实现盈利需要的合约电价和一个纯光伏项目的相同。
如果没有补贴，上述的光储项目经济性要到2027年才能实现。ITC的存在使得光储经济性提前了6年。当地电力公司采取PPA结合容量费用也提供了一个典型的购电合同框架。美国西南部光储项目的发展态势可用作管中窥豹，来预测一种未来光伏市场的持续增长的方式。我们预测，光储结合的项目模式可能会在ITC补贴幅度下调前被推广到全美。
不管是电力公司，还是包括Nextera在内的项目开发商，都在积极推进光储结合的发展。由于电力公司发出的针对日落后时段稳定输出的新增电源提案申请也允许光储项目竞标，光储项目开放商比纯光伏项目开放商将看到更多的商机。
一组数据
25%
为100MW（AC）的光伏发电项目配置一个25MW的4小时电池储能项目，须额外花费25%的费用
36美元/MWh
于2021年在亚利桑那州投入运营的光储项目的平准化度电成本将达到36美元/MWh（包含ITC的影响）
