由于中国政策的调整，中国的大型光伏电站市场在2018年萎缩了三分之一以上。这进而催生了一波全球廉价设备的浪潮，推动了2018年下半年全球新PV(非跟踪型)的基准定价降至60美元/MWh，较今年第一季度下降了13%。
BNEF的全球陆上风力基准发电成本为52美元/MWh，较2018年上半年的分析下降6%。这是在廉价涡轮机和美元走强的背景下实现的。在印度和德克萨斯州，没有补贴的陆上风力发电现在已经便宜到27美元/MWh。
如今，在美国大部分地区，风力发电作为新批量发电的来源，超过了廉价页岩气供应的联合循环燃气电厂(CCGT)。如果天然气价格超过3美元/MMBtu，BNEF的分析表明新的和现有的CCGT将面临被新的太阳能和风能迅速削弱的风险。这意味着更少的运行时间和更强的灵活性技术，如天然气峰值工厂和电池在较低的利用率(容量系数)做得很好。
过去两年来，中国和美国的高利率给光伏和风能的融资成本带来了上行压力，但与设备成本下降相比，这两项成本相形见绌。
在亚太地区，更昂贵的天然气进口意味着新建的联合循环燃气电厂的竞争力仍然低于新建燃煤电厂59-81美元/MWh。这仍然是减少这一地区发电的碳强度的主要障碍。
目前，在除美国之外的所有主要经济体中，短期电池是新快速响应和峰值容量的最便宜来源。在美国，廉价的天然气为峰值天然气发电厂提供了优势。根据最新的报告，随着电动汽车制造业的迅猛发展，到2030年，电池成本将再下降66%。这进而意味着电力行业的电池存储成本更低，能将峰值电力成本和灵活容量降至传统化石燃料峰值发电厂从未达到的水平。
与光伏或风能共存的电池正变得越来越普遍。BNEF的分析表明，与澳大利亚和印度的新燃煤电厂和新燃气电厂相比，配备4小时电池存储系统的新太阳能和风能发电厂，在没有补贴的情况下，已经具备了成本竞争力。
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