當前，美國戶用光伏市場中光伏+儲能混合模式正在崛起，儲能時間更長、電池儲能容量/光伏容量比率呈現增長趨勢。
勞倫斯伯克利國家實驗室（LNBL）的年度太陽能報告指出，根據2021-2022年上半年的初步安裝統計數據顯示，美國的戶用太陽能系統規模繼續增長，同時，附加儲能的比例增加。雖然降幅微小，但所有類型光伏項目的安裝價格的中間值再次出現下滑。
2021年，美國戶用光伏系統的中間值達到7.0kW，配有儲能的戶用系統繼續朝著更大的儲能規模發展
戶用光伏快速增長
報告概述了美國光伏市場的主要趨勢，LBNL表示，戶用光伏系統的規模繼續增長，2021年的中間值達到7.0kW，非戶用系統的規模已趨于平穩。大多數[非戶用系統]相對較小，2021年的中間值僅為33kW，約20%大于150kW，所有非戶用系統的平均規模約為250kW。
該實驗室將非戶用系統定義為任何規模的地面電站系統，最高為5MW。
同時，組件級電力電子設備，如微型逆變器或直流優化器，在整個樣本中的份額持續增加，占2021年戶用系統的94%，小型（<100kW）非戶用系統的81%，大型非戶用系統（≥100kW）的36%。
跟蹤系統方面，在2021年安裝的所有大型非戶用系統中，約46%的是地面電站，只有12%有跟蹤功能。報告顯示，相比之下，13%的小型非戶用系統和2%的戶用系統是地面項目，跟蹤的份額可以忽略不計。
LBNL對系統所有者在獲得激勵措施之前支付的安裝價格數據進行了分析。這是基于大數據集的一個子集，主要涵蓋獨立光伏系統。
系統規模隨時間的變化趨勢
價格曲線
報告顯示，美國的項目價格中間值平均每年下降約0.4c/W，但自2013年以來，價格降幅逐漸減少，從那時起，每年的價格降幅約為0.1c-0.2c/W。
2020-2021年間，按通貨膨脹調整后的實際價格計算，所有三個行業的價格中間值下降了0.1c-0.2c/W。過去兩年，組件成本的上漲給價格帶來了上行壓力，盡管如此，2022年上半年的初步數據表明，戶用系統的實際安裝價中間值與2021年下半年持平。
然而，業內普遍認為，供應鏈的限制會給價格帶來上行壓力，但這可能沒有完全反映在已安裝項目的價格中，在一定程度上反映在按實際美元計算的、對定價數據的通脹調整中。按名義價值計算，2022年上半年戶用和大型非戶用系統的價格中間值有所上浮。
同樣，美國各州之間的趨勢也存在偏差，2020-2021年，一半的州顯示戶用價中間值出現上升，而大多數州顯示非戶用價出現下降。
2021年，在三個客戶群中，配有電池儲能的光伏系統的價格中間值比獨立光伏系統高出0.6-1.6美元/W。LBNL使用多變量回歸分析方法估算出，假如一個5kW電池配有10-15kWh儲能，則為戶用光伏增加的儲能溢價為1.9美元/W。
"考慮到典型的戶用光伏和儲能規模，這相當于約1200美元/kWh的儲能潛在增量成本，這與加州自發電激勵計劃報告的平均戶用儲能成本是一致的。”
自2000年以來，價格已大幅下跌。截至2013年，價格已趨于平穩
今年的《太陽能追蹤報告》還包括對太陽能-儲能系統搭配趨勢的討論，包括電池儲能的附加率和系統尺寸的詳細內容。
報告發現，戶用領域的電池儲能附加率一直在穩步上升， 2021年達到數據樣本的10%。非戶用領域的附加率較低，多年來有所波動且在上漲，2021年達到所有安裝系統的4.9%。
然而，這些附加率在美國各地分布不均，附加率的提升主要反映的是幾個州的進展，如加利福尼亞州。夏威夷是所有州中附加率最高的（2021年戶用93%，非戶用59%），而像去年肆虐德克薩斯州的烏里風暴這類的極端天氣事件帶來了共址電池儲能系統（BESS）需求的增長。
隨著時間的推移，配有儲能的戶用系統繼續朝著更大的儲能規模發展，2021年，約42%的系統安裝了至少10kW電池，但配有儲能的非戶用系統卻變得越來越小。在2021年安裝的所有配有儲能的非戶用系統中，幾乎一半的電池都小于10kW。
LBNL表示，這歸因于“小型客戶對需求收費管理以外的應用的接受度不斷提高”。
來源：儲能見聞
