当前，美国户用光伏市场中光伏+储能混合模式正在崛起，储能时间更长、电池储能容量/光伏容量比率呈现增长趋势。

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劳伦斯伯克利国家实验室（LNBL）的年度太阳能报告指出，根据追2021年底安装的约250万套系统的项目以及2022年上半年的初步数据显示，美国的户用太阳能系统规模继续增长，同时，附加储能的比例增加。虽然降幅微小，但所有类型光伏项目的安装价格的中间值再次出现下滑。

户用光伏快速增长

报告概述了美国光伏市场的主要趋势，LBNL表示，户用光伏系统的规模继续增长，2021年的中间值达到7.0kW，非户用系统的规模已趋于平稳。大多数[非户用系统]相对较小，2021年的中间值仅为33kW，约20%大于150kW，所有非户用系统的平均规模约为250kW。

该实验室将非户用系统定义为任何规模的地面电站系统，最高为5MW。

同时，组件级电力电子设备，如微型逆变器或直流优化器，在整个样本中的份额持续增加，占2021年户用系统的94%，小型（<100kW）非户用系统的81%，大型非户用系统（≥100kW）的36%。

跟踪系统方面，在2021年安装的所有大型非户用系统中，约46%的是地面电站，只有12%有跟踪功能。报告显示，相比之下，13%的小型非户用系统和2%的户用系统是地面项目，跟踪的份额可以忽略不计。

LBNL对系统所有者在获得激励措施之前支付的安装价格数据进行了分析。这是基于大数据集的一个子集，主要涵盖独立光伏系统。

价格曲线

报告显示，美国的项目价格中间值平均每年下降约0.4c/W，但自2013年以来，价格降幅逐渐减少，从那时起，每年的价格降幅约为0.1c-0.2c/W。

2020-2021年间，按通货膨胀调整后的实际价格计算，所有三个行业的价格中间值下降了0.1c-0.2c/W。过去两年，组件成本的上涨给价格带来了上行压力，尽管如此，2022年上半年的初步数据表明，户用系统的实际安装价中间值与2021年下半年持平。

然而，业内普遍认为，供应链的限制会给价格带来上行压力，但这可能没有完全反映在已安装项目的价格中，在一定程度上反映在按实际美元计算的、对定价数据的通胀调整中。按名义价值计算，2022年上半年户用和大型非户用系统的价格中间值有所上浮。

同样，美国各州之间的趋势也存在偏差，2020-2021年，一半的州显示户用价中间值出现上升，而大多数州显示非户用价出现下降。

2021年，在三个客户群中，配有电池储能的光伏系统的价格中间值比独立光伏系统高出0.6-1.6美元/W。LBNL使用多变量回归分析方法估算出，假如一个5kW电池配有10-15kWh储能，则为户用光伏增加的储能溢价为1.9美元/W。

"考虑到典型的户用光伏和储能规模，这相当于约1200美元/kWh的储能潜在增量成本，这与加州自发电激励计划报告的平均户用储能成本是一致的。”

太阳能-储能共址

今年的《太阳能追踪报告》还包括对太阳能-储能系统搭配趋势的讨论，包括电池储能的附加率和系统尺寸的详细内容。

报告发现，户用领域的电池储能附加率一直在稳步上升， 2021年达到数据样本的10%。非户用领域的附加率较低，多年来有所波动且在上涨，2021年达到所有安装系统的4.9%。

然而，这些附加率在美国各地分布不均，附加率的提升主要反映的是几个州的进展，如加利福尼亚州。夏威夷是所有州中附加率最高的（2021年户用93%，非户用59%），而像去年肆虐德克萨斯州的乌里风暴这类的极端天气事件带来了共址电池储能系统（BESS）需求的增长。

随着时间的推移，配有储能的户用系统继续朝着更大的储能规模发展，2021年，约42%的系统安装了至少10kW电池，但配有储能的非户用系统却变得越来越小。在2021年安装的所有配有储能的非户用系统中，几乎一半的电池都小于10kW。

LBNL表示，这归因于“小型客户对需求收费管理以外的应用的接受度不断提高”。

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