美国大型太阳能发电在2025年持续领先太阳能部署，占新增太阳能的83%和所有新增容量的50%。德克萨斯州在2025年增加了最多的容量，并领先全国拥有最多的已安装太阳能容量。92%的新项目采用单轴跟踪系统。
2025年投入运行的光伏项目的容量加权平均安装成本略有上升，达到每瓦交流电1.69美元（每瓦直流电1.31美元），比2024年增长2%，但比2010年下降72%。规模经济解释了平均项目规模增加到127兆瓦交流电的持续增长。平均容量因子从最阳光充足的地区的33%到最阳光不足地区的16%不等。单轴跟踪系统在太阳能资源最强的地区使容量因子增加了五个多百分点。第一年性能指标表明，与较旧的版本相比，最近建成项目的表现可能不佳。
自2022年以来，光伏发电的加权平均平准化发电成本（LCOE）增加了24%，到2025年为每兆瓦时61美元（不含税收抵免）或41美元（含税收抵免）。平准化电力购买协议（PPA）价格近年来也呈上升趋势。自2022年以来，PPA价格通常在加利福尼亚州独立系统运营商（CAISO）和非ISO西部地区之间为25-35美元/兆瓦时，在其他地区为45-80美元/兆瓦时，东北部地区价格最高。
2025年，太阳能的批发能源和容量市场价值增加了32%，达到每兆瓦时41美元，全国平均水平为每兆瓦时41美元，因为天然气价格上涨。市场价值超过了2024年投入运行的新项目的发电成本。不断增长的市场价值也使大多数地区2025年新PPA的价格保持同步。
2025年，将光伏与电池配对的兴趣继续增长（48个新项目）。2025年，全电池资本支出增加到每千瓦时413美元。混合系统的附加成本随着储能的增加而增加：光伏容量比（0.67）和持续时间（3.4小时），以及每兆瓦交流电光伏0.97美元，相当于每兆瓦时24美元的LCOE附加成本（税后）。理想化的电池运行可以使太阳能的批发市场价值翻一番，2025年全国平均水平为每兆瓦时79美元。
截至2025年底，在所有7个ISO和50个公用事业公司中，太阳能互联队列中有772吉瓦的太阳能，比2024年下降19%。49%的这种拟议的太阳能容量与电池存储配对，其中CAISO和非ISO西部的光伏+电池混合电站最多。
美国大型太阳能部署在2025年略有下降，从2024年的300吉瓦交流电下降到2025年的290吉瓦交流电。新容量为290吉瓦交流电（或360吉瓦直流电），占所有新电网连接容量的47%。新容量并非均匀分布在美国各地——增长集中在ERCOT（87吉瓦交流电）、MISO（68吉瓦交流电）和非ISO西部（49吉瓦交流电）。
2025年光伏的安装成本为每兆瓦交流电1.7美元（每兆瓦直流电1.3美元），比2024年高2%，但比2010年低72%。强大的规模经济解释了平均项目规模增加到127兆瓦交流电的增长。平均容量因子范围从最阳光充足的地区的33%到最阳光不足地区的16%不等。单轴跟踪系统在太阳能资源最强的地区使容量因子增加了五个多百分点。第一年性能指标表明，与较旧的版本相比，最近建成项目的表现可能不佳。
自2010年以来，平均LCOE（不包括税收抵免）下降了81%，到2025年为每兆瓦时49美元，这是由较低的资本成本和运营支出以及增加的项目设计寿命推动的。抵消这些长期趋势的因素包括自2016年以来平均容量因子的下降，因为光伏被越来越多地建在阳光较少的地区，自2020年以来融资成本更高，以及自2023年以来资本支出增加。因此，2025年平均LCOE（不包括任何税收抵免）比2022年增长了24%，达到每兆瓦时61美元。
自2016年以来，在考虑税收抵免后，平准化PPA价格与LCOE保持一致。该图比较了光伏LCOE与不含税收抵免和含税收抵免的平准化风电PPA价格以及EIA年度能源展望中的平准化天然气价格预测。PPA反映了项目所有者出售的电量和可再生能源证书的捆绑价格。并非所有项目都签署PPA，并非所有PPA条款都公开可用。我们样本中2025年开始运营的项目PPA的平均平准化价格为每兆瓦时34美元。这是比2024年增长12%，所有地区除东南部外都有增长，纽约州独立系统运营商（NYISO）的平均价格最高（每兆瓦时72美元），而东南部地区的最低（每兆瓦时26美元）。
太阳能的平均市场价值在2018年之前一直大于发电成本（税后），但最近几个月的利润已被压缩。2024年COD太阳能独立项目的全国平均净价值（能源+容量价值减去LCOE）在考虑税收抵免后为正（每兆瓦时3美元）。这些最近项目的净价值因地区而异，从ISO-NE的-34美元/兆瓦时到SPP的19美元/兆瓦时。2025年有25个地区中有13个地区的净价值为正。
2025年，光伏+电池混合电站新增7吉瓦交流电光伏和5吉瓦存储容量。大型光伏+电池混合市场在2021年才开始真正发展。2025年新增32个新建设的混合体（5.1吉瓦交流电光伏）和12个现有独立太阳能项目的存储改造，创造了创纪录的2.3吉瓦交流电光伏容量。大多数新的混合储能设施建在阳光充足的非ISO西部（13个设施，1.4吉瓦存储）其次是CAISO（10个设施，1.4吉瓦存储）。ERCOT（6个设施，0.9吉瓦存储）、非ISO东南部（10个设施，0.7吉瓦存储）和MISO（4个设施，0.3吉瓦存储）继续扩大。
2025年，光伏+电池项目的平均存储：光伏容量比（0.67）和持续时间（3.4小时）。存储容量比（SCR）描述了电池容量相对于光伏容量（兆瓦交流电）。2025年它在CAISO和非ISO西部最大，在MISO最小。全额定电池容量的存储持续时间在ERCOT中最短，其他国家/地区通常为4小时。光伏当量持续时间结合了SCR和存储持续时间，描述了理论上在光伏容量下的电池持续时间。我们将使用此术语作为电池尺寸的代理。
95%的新光伏+电池项目在2025年使用交流耦合。尽管直流耦合在理论上可以降低成本，但大多数最近的项目使用交流耦合（佛罗里达州除外）。2025年，理想化的电池运行可以使全国光伏独立项目的批发市场价值从每兆瓦时37美元增加到光伏+电池项目的每兆瓦时79美元。这种增长主要是由容量价值（每兆瓦时43美元，或独立太阳能的2.8倍）推动的，其次是能源价值（每兆瓦时28美元，或独立太阳能价值的1.3倍）和辅助服务价值（每兆瓦时7美元）。增量价值随电池尺寸和市场条件而变化。在独立太阳能的边际价值较低的地区，如西南部，高太阳能渗透率压低了太阳能能源和容量价值，收益最大。电池还可以解锁额外的辅助服务（AS）收入，特别是在现有电池参与相对有限的地区，包括PJM、NYISO和ISO-NE。
在2020年至2025年期间，全国平均理想化批发市场价值超过了LCOE，无论是含投资税收抵免（净价值为每兆瓦时32美元）还是不含（净价值为每兆瓦时12美元）。净价值在CAISO市场保持强劲。早期ERCOT项目受益于几年来的高价，现在已经下降。在非ISO西部，带有存储改造的项目通常成本高于其潜在市场价值，但越来越多的绿色field项目通常具有正的净价值。在太阳能资源较低的ISO-NE和NYISO地区，光伏+存储发电成本超过了建模的优化批发市场价值。
