（报告出品方/作者：光大证券，殷中枢、郝骞、黄帅斌）
1、美国光伏：自发扩张已形成，进一步突破取决于天然气
1.1、脱碳背景：碳中和，电力脱碳
年11月，美国白宫发布《迈向年净零排放的长期战略》，公布了美国实现年碳中和终极目标的时间节点与技术路径。其中包括三个时间节点：1）年，作为美国承诺的气候变化国家自主贡献目标年，需实现碳排放下降50-52%（相较年）；2）年，美国电力完全脱碳，实现%清洁电力目标。这个目标与能源消费端电气化相结合，是实现年碳中和的关键路径；3）年，美国实现净零排放目标，相当于中国的年碳中和目标。
根据美国能源部《SolarFuturesstudy》，到年，脱碳方案需要累计部署的光伏装机为-0GW，满足37%-42%的电力需求。到年，累计部署的光伏装机需达到-GW，以满足44%-45%的电力需求。其中地面电站约占80%–90%的规模。
1.2、能源背景：光伏风电取代天然气
“页岩气”保障能源独立，美国“以气代煤”成效显著
“页岩气革命”后，美国能源自供能力大幅提升，能源领域贸易逆差自年起连续缩小，至年已转正。而非能源领域贸易逆差则在年突破1万亿美元。从一次能源消耗来看，年美国石油、天然气占一次能源消耗比重分别为36%和32%。自“页岩气革命”后，煤炭的消耗量持续下降。
年后，风电、光伏与天然气抢占煤炭份额
年后，美国煤炭发电份额快速下降，其空间被天然气和可再生能源替代。而可再生能源中以风电、光伏为主要增量。年，美国风电、光伏占可再生能源消耗量的比重分别为27%、12%，同比提升1.7pct/1.8pct。年，燃煤发电量与燃气发电的趋势发生逆转，原因在于美国天然气价格上涨，燃煤发电暂时具备经济性。
年后，风电、光伏新增发电量份额超越天然气
从美国国内天然气消耗来看，居民、交通、工业均保持相对平稳，增量消耗主要用于发电。
而在年后，天然气发电在新增发电量占比快速下降，从年的57%下降至年的10%。随着美国国内天然气消费量见顶，美国转向天然气出口。
而年后美国天然气新增发电量占比快速下降，核心原因在于光伏、风电的成本优势。其中光伏在年中国“”新政后，成本端快速下降，加上运营成本接近零，因此在经济性方面超越天然气，一跃成为新增发电量占比最高的发电来源。
1.3、清洁能源路线涉及党争，光伏与天然气强关联
俄乌冲突后，美国天然气出口填补欧洲缺口，后续光伏成长仍与天然气强相关。俄乌冲突后，“北溪二号”天然气管道认证程序暂停，欧盟计划与俄罗斯天然气脱钩，用美国天然气填补缺口。年3月25日，欧盟委员会与美国联合发布《关于欧洲能源安全的联合声明》，确定美国将努力确保年为欧盟市场增加至少15bcm的LNG；欧盟委员会则确保年前对美国LNG的额外需求稳定在50bcm/年。
美国光伏发电量：下限看降本速度，上限看燃气发电扩张
虽然光伏发电持续降本，但美国燃气发电仍然具备成本竞争力。从年美国各发电类型来看，光伏发电固定成本为15.97美元/kW/年，高于燃气发电，但具备零成本运营的优势。从世界范围看，美国燃气发电（CCGT）LCOE远低于中国、日本、欧洲，与美国光伏发电相近。
因此，未来光伏、风电的增量空间仍需要与天然气发电进行竞争。根据IEA《年能源展望》，未来美国新增发电量增速维持在1%以下。中性条件下，年天然气发电量亿度，-年期间年化增速0.6%，光伏发电亿度，-年期间年化增速7.1%。可再生能源加速降本情形下，年天然气发电量亿度，-年期间年化增速0.03%，光伏发电亿度，-年期间年化增速8.3%。
一方面，美国依靠“页岩气革命”实现能源独立实现天然气出口，使得能源领域成为美国为数不多的贸易顺差的领域；另一方面，传统能源与清洁能源涉及美国民主党和共和党的理念之争。美国皮尤研究中心最新的气候调查表明，与开发替代能源相比，共和党与共和党支持者更重视扩大传统能源的生产；而大多数民主党人和民主党支持者表示，他们支持优先发展替代能源，并支持美国采取措施到年实现碳中和。因此，党派政治下的美国清洁能源路线仍存在变数。
2、需求侧：电网掣肘，就地消纳为主
地面电站强势，分布式发展稳健
从需求端来看，美国光伏以大型地面电站为主，户用为辅，工商业次之。截至年底，美国累计光伏装机GW，其中大型地面电站、户用、工商业、社区光伏占比依次为64%/19%/13%/3%。年，美国新增光伏装机23.6GW，其中大型地面电站、户用、工商业、社区光伏占比依次为72%/18%/6%/4%。
根据EIA在年12月数据显示，-年美国计划新增发电装机共计约85GW，其中光伏和储能项目约51GW，燃气发电16GW，风电15GW。光伏项目中，22-23年计划新增光伏装机分别为22/19GW。
分区域：加州光伏重地，德州后起之秀，佛罗里达州紧随其后
受益充足的光照资源、发达的经济，加州是美国光伏起步最早的区域之一，-年连续位居美国年度新增光伏装机量榜首。德州光伏装机快速崛起，据SEIA数据，年德州新增装机6.06GW，取代加州成为第一。
美国的光伏装机与人口、GDP强相关，与光照资源弱相关，核心原因在于电网系统的孱弱。
美国的人口、GDP主要分布在东部沿海、西部沿海、南部及东南部，与各州累计光伏装机量基本重合。而在光照资源相对较好的西部地区，光伏装机量较少。
根据美国清洁能源协会数据，年至年，美国建设了超过英里（约公里）的高压输电线路（≥kV），其中许多项目旨在将可再生能源电力输送至负荷中心。年上线的最长输电线路长度约英里，将超过MW的风电连接至新墨西哥电网。而根据我国国家电网披露，截至年底，我国特高压线路已达公里。其中最长的线路准东-皖南±1千伏特高压直流输电工程，全长公里。由此可见，美国的电网系统较为落后，截至年底，美国主要是kv以下的线路，在少数州之间进行电力传输，缺乏跨地域消纳可再生能源的能力。
德州、加州优势明显，新的增长极不断出现
综合地理空间、人口、GDP等多方面因素，美国各州光伏发展侧重点各有不同。1）以地面电站为主：德州、佛罗里达州、北卡莱罗纳州、内华达州、乔治亚州、弗吉尼亚州，主要集中在西部、南部，地理空间较为广阔；2）以工商业电站为主：纽约州、马萨诸塞州、新泽西州，即美国“东北部”，是美国工商业最发达及都市化程度最高的区域；3）户用电站发达：加州、德州、亚利桑那州、纽约州、马萨诸塞州、新泽西州，同时具备高电价和人口稠密两大特点。但从年度光伏新增装机来看，新的增长极不断出现。据NREL数据：1）年德州新增装机超越加州，新增装机以地面电站为主；2）年伊利诺伊州新增装机MW，工商业装机和地面电站表现均较亮眼。（报告来源：未来智库）
需求刺激政策：以联邦ITC为底色，各州因地施策
联邦太阳能税收抵免，也称为投资税收抵免(ITC)，该政策允许投资者从联邦税收中扣除固定比例的太阳能系统安装成本。
联邦ITC简史：年能源政策法案（P.L.-58）为住宅和商业太阳能系统设立了30%的ITC，适用于年1月1日至年12月31日投入使用的项目。年，政策延期至年12月31日。年，紧急经济稳定法案（P.L.-）将住宅和商业（包括商业和大型公用事业项目）ITC延长8年，取消住宅光伏的补贴上限，并允许公用事业企业支付替代最低税（AMT）来获得信贷。
年底，综合拨款法案（P.L.-）对上述住宅和商业（包括商业和大型公用事业项目）ITC进行多年延期，并将信贷标准由“投入使用”变为“开工建设并于年前完工”。年底，《合并拨款法》将ITC退坡时间推迟2年至年。此外，完工期限推迟至年1月1日。
联邦ITC的两个特点，使得其具备需求持续刺激性：1）逐年退坡，多次延期梯度退坡的方式，较大程度上降低了“抢装”效应；多次延期，与补贴退坡预期相互结合，促成持续性的需求刺激。如在年后补贴退坡的预期下，年签约项目激增，但年底联邦ITC确认延期；在2年后补贴退坡的预期下，2年开工率创历史新高，但年底联邦ITC确认延期。2）以开工时间为准以开工时间确认是否适用政策标准，并规定了较为宽松的完工期限。这使得大量项目处于建设过程中（保补贴），但考虑到组件降价，又将采购时间向后拖（低价采购），整体组件需求弹性提升，一些本不具有竞争力的项目得以实施。
若BBB法案通过，未来十年（-）光伏需求提升66%。目前，联邦ITC正处于新一轮延期中。《重建更好未来法案》（BBB法案）中提议，将现有的联邦ITC政策延期10年。根据SEIA预测，若（BBB法案）获得通过，下个十年（-）的新增光伏装机将提升66%（较法案通过前的预测。其中户用+20%，工商业和社区+15%，地面电站+86%）。年光伏总装机量预测从GW提升至GW。年11月19日，美国众议院通过了《重建更好未来法案》（BBB法案），该法案仍需要参议院投票表决以及美国总统签署后方才生效。
各州政策：以RPS为核心，推动可再生能源比例提升
1）RPS可再生能源组合标准(RPS)要求电力公司销售的特定百分比的电力来自可再生资源。据NCSL数据，自年代初以来，美国可再生能源发电量增长的大约一半可归因于各州RPS对可再生能源的需求拉动。如加利福尼亚州在年颁布了CES（清洁能源标准），要求该州的公用事业公司到年产生%的清洁电力。作为CES的一部分，该州的RPS（可再生能源组合标准）提高要求到年60%的电力必须来自可再生能源。德州在年发布可再生能源发电要求，计划可再生能源装机年达到MW，年达到00MW（已达到）。
“可再生能源组合标准”规定公用事业公司必须满足一定的可再生能源信用额度，这催生了SREC市场。SREC也称“太阳能可再生能源信用额度”，代表了单位清洁太阳能所产生的积极环境影响。太阳能电池板系统每产生1兆瓦时(MWh)太阳能电力，就会产生一个SREC。公用事业公司购买SREC是为了满足RPS州法规，截至年1月美国有7个州拥有SREC市场。
2）州级ITC。除了联邦ITC外，另有10个州提供州级光伏税收优惠/减免。抵免额度在0至美元之间，在使用时扣除顺序在联邦ITC之前。
3）净计量政策。在美国50个州中，有33个州提供全零售电价的净计量政策，10个州提供替代性政策。但是，净计量计划也给公用事业公司带来成本压力，因此削减净计量计划已成为趋势。如加州已经将户用光伏的计费政策更新至“NEM3.0”，该版政策将大幅减少计费补贴，并增加并网固定费用及容量费用。尽管净计量政策的转变有助于刺激户用储能增长，但根据SEIA预测，加州住宅和商业分布式光伏的投资回收期都将延长至10年以上。
2.1、户用：模式创新，补贴退坡刺激家储需求
年，美国户用光伏新增装机4.2GW，同比增长30%以上，创造了新的年度历史记录。从地域分布来看，加州、PJM电力市场区域始终承担着中流砥柱的作用，而德州、新英格兰地区的崛起，不断提供新的需求增量。从季度装机来看，近年来不断发生的极端天气事件，叠加美国脆弱的电网系统，加剧了居民的电力短缺危机，在很大程度上刺激了户用装机的发展。
加州：美国户用光伏圣地
早在年，加州就提出了加州太阳能计划(CSI)，旨在通过提供补贴以降低建造太阳能装置的成本来快速发展太阳能市场。该计划是GoSolarCalifornia活动的一部分，包括一般市场太阳能激励计划、低收入太阳能激励计划、新太阳能住宅计划等。州级刺激政策与联邦ITC相结合，共同造就了加州光伏市场的繁荣。尽管随着众多新兴市场的崛起，加州的新增装机占比不断下降，但从绝对值来看，加州的户用光伏新增装机量仍一骑绝尘，年新增户用光伏1.48GW，远超第二名。
商业模式：百花齐放，金融产品创新与技术进步共同推动
经过多年的竞争与整合，美国户用光伏领域基本形成了三种商业模式：1）第三方所有模式。光伏系统的所有权不属于业主，而是在第三方手中。如PPA和光伏租赁，两者的不同之处在于，PPA模式下业主为电力付费，租赁模式下业主为光伏系统付费，通常采取按月付费的模式，零首付或低首付。代表公司有：Sunrun、Sunnova、Sunpower等。2）光伏贷款。此种模式下，光伏系统所有权属于业主，需每月向融资方偿还贷款及利息。主要的资金提供方包括Goodleap、SunlightFinancial、Mosaic等。3）现金购买。光伏系统所有权属于业主。
由于美国高昂的人力成本、繁琐的户用光伏领域审批程序、以及交易税费、电网连接费用等，光伏安装软成本的问题一直困扰着美国户用光伏的发展。根据CEA披露，年四季度Sunrun的安装费用高达2.74美元/W。年疫情期间，户用光伏领域被动探索了线上营销渠道以及部分线上审批流程，使得软成本占总成本比例略有下降，但年软成本占比仍超过60%。
净计量逐步退出，刺激户用储能需求
随着加州“NEM3.0”政策在年步入实施，代表着美国净计量政策加速退坡。尽管从地图上看，净计量政策退坡的州并不占多数，但却集中在分布式光伏的强势区域。根据woodmackenzie统计，市场受到计费制度改革/刺激政策强度退坡或两者兼而有之的比例约占到75%。
2.2、非住宅：集中于高电价地区
美国非住宅光伏领域主要包括两个板块：社区光伏、工商业光伏。年，美国非住宅光伏新增装机2.4GW，其中社区和工商业光伏分别新增0.96GW和1.44GW，占比40%/60%。
2.2.1、社区光伏
社区光伏：根据美国能源部的定义，社区光伏是一个地理区域内的共享光伏项目。社区光伏客户可以购买或租赁阵列中的一部分太阳能电池板，他们通常会收到由他们在社区光伏系统中所占份额所产生电力的电费抵免——类似于在他们家中安装屋顶光伏。社区太阳能项目主要针对以下用户：1）太阳能资源或屋顶条件不足以支持屋顶光伏系统（由于阴影、屋顶尺寸或其他因素）；2）不拥有自己的房屋或建筑物；3）由于财务或其他原因，无法或不愿安装现场太阳能光伏系统。截至年底，美国大约72%的累计社区光伏装机量位于四个州：明尼苏达州、佛罗里达州、马萨诸塞州和纽约州。
截至年底，美国累计社区光伏装机超过5GW，分布在40个州（包含华盛顿特区），约个项目。截至年底，美国累计社区光伏储备项目超过5.9GW，大部分计划装机项目位于佛罗里达州、纽约州、明尼苏达州、马里兰州。-年，明尼苏达州和马萨诸塞州是社区光伏的领导者，年后，纽约州、佛罗里达州兴起，占据大部分新增份额。
美国版光伏整县推进：国家社区太阳能合作计划（NSCP）。NSCP目标是到年使社区太阳能系统能够为相当于万户家庭供电，并为用户节省10亿美元的能源。这一目标代表社区太阳能部署增加%以上，从年的3GW社区太阳能增长到年的20GW。
2.2.2、工商业光伏
工商业光伏指与商业、工业、农业、学校、政府或非营利性承购方合作的分布式太阳能项目，主要来自于工业较发达的加州和东北地区驱动，如加州、纽约州、新泽西州，年上述三州的工商业光伏新增装机量分别为0.53GW、0.3GW、0.11GW。
相比户用、地面电站等其他领域，美国工商业光伏增长相对疲软，自年以来一直持续负增长。
年，美国新增工商业光伏1.44GW，同比下降1.3%。增长乏力的原因：一方面，由于美国工商业电价低于居民电价，导致工商业项目收益率水平较差；另一方面，相比户用光伏，工商业项目往往单体项目较大，需要更长的审批流程和更复杂的技术支持。
2.3、地面电站：RPS开路，自发需求跟进，配套储能效果更佳
地面电站：中流砥柱，强制与自愿双轮驱动
地面电站是美国光伏装机的中流砥柱。从历史数据来看，地面电站新增装机比例基本维持在50%以上。年以来，该比例提升至70%-80%。分季度来看，由于ITC逐年退坡的特点，美国光伏装机普遍存在四季度抢装。
从驱动因素来看，地面电站装机的高增长由强制因素与自愿因素两方面驱动。且随着组件价格降低，地面光伏电站相比燃气发电的成本优势逐渐确立，自愿因素的占比在提升。
强制因素：也称为“合规市场”。主要是买家为了满足政策要求而购买可再生能源，如州可再生能源组合标准（RPS）或清洁能源标准（CES）。该政策要求电力公司销售的特定百分比的电力来自可再生资源或清洁能源，最终考核标准是可再生能源证书（REC）。截至年9月，有30个州及华盛顿特区出台了可再生能源组合标准，5个州具有清洁能源标准。
截至年底，共有31个州和哥伦比亚特区出台了具有法律约束力的RPS政策，所覆盖的电力零售占到美国总额的67%。截至年底，共有20个州承诺到年实现%清洁电力。年，有5个州更新或新出台了清洁能源组合标准：年2月，特拉华州更新RPS目标，可再生能源占电力销售比例由28%（年）提升至40%（年）；年7月，俄勒冈州更新CES目标，清洁能源销售占比由50%（年）提升至%（年）；年9月，伊利诺伊州更新RPS目标，可再生能源占电力销售比例由25%（年）提升至50%（年）；年10月，北卡罗来纳州更新CES目标，清洁能源销售占比由12.5%（年）提升至%（年）；年12月，内布拉斯加州出台了CES目标，要求无碳能源销售占比达到%（年）。
电网监管“双轨制”，需求传导有区别
美国电力市场由批发市场和零售市场组成。其中批发市场涉及电力公司与电力交易商之间的电力销售，零售市场则面向消费者。批发市场：分为监管市场（灰色）和重组市场。在监管市场，垂直整合的公用事业公司负责电力的发、输、配全流程；在重组市场，竞争更为充分，市场由独立系统运营商（ISO）或区域输电组织(RTO)负责运营，允许独立的电力生产商和非公用事业发电商进行电力交易。零售市场：分为受监管市场（灰色）和竞争性零售市场。在受监管市场中，消费者需从当地公用事业公司购电，无法选择购电方。而在竞争性零售市场，电力消费者在竞争性零售供应商之间进行选择。不同的市场结构对可再生能源的可用程度有着显著影响。例如在竞争性零售市场，客户可以选择可再生能源比例更大的电力供应商；物理性PPA的签订，需要项目处于重组批发市场和竞争性零售市场。
趋势：受ITC政策驱动明显，跟踪支架为主流，薄膜电池有一定市场
由于美国ITC政策以开工时间为适用标准，所以新增光伏项目签约数直接反映市场装机意愿。如年由于“条款”处于酝酿期，市场观望情绪浓厚，Q4新增光伏项目签约量为负值，部分项目取消；2年新增签约量创历史新高，原因在于年1月1日起联邦ITC税率将由30%降至26%（后于年底延期）。年Q1，由于组件价格高企，叠加美国反规避调查的负面影响，地面电站的新增装机和新增签约量均较低，分别为2.2GW和2.4GW。
分年度来看，年组件降价超预期，叠加联邦ITC政策激励，美国地面光伏电站进入新一轮发展，年新增装机17GW，年（6.2GW）-年复合增速约40%。
从装机结构来看，美国地面电站使用一定比例的薄膜组件（主要为FirstSloar生产），且以跟踪支架为主。由于组件价格下降速度超过逆变器，美国地面电站的逆变器负载率（即直流侧功率：交流侧功率）中值持续提升，由0年的1.2逐步提升至年的1.34。（报告来源：未来智库）
储能：表前储能迅速发展，配储后独立电站PPA价格提升
虽然美国户用储能发展速度同样较快，但基于地面电站在新增光伏装机的统治地位，以及一系列政策的推动，美国表前储能自年以来进入快速发展期。年美国新增电化学储能10.6GWh(3.6GW)，同比增加%(%)。其中表前储能、非住宅储能、户用储能的新增电量同比增速分别达到%、32%、86%。
趋势：从独立储能走向配套储能
从历史上看，大多数美国电池系统都位于独立站点。在年底美国1.5吉瓦的运行电池存储容量中，71%是独立站点，29%与其他发电机一起位于发电现场，且这些独立储能站点多数在由区域输电组织(RTO)和独立系统运营商(ISO)管理的电力市场中规划或建造。原因是RTO和ISO可以执行市场化规则，为储能项目制定明确的收入来源。在计划将于年至年上线的公用事业规模电池系统中，97%的独立储能容量和60%的配套储能容量位于RTO/ISO地区（年9月数据）。目前电化学储能的趋势正由独立储能转向配套储能。根据IEA数据，-年，电站开发商和运营商预计将增加10吉瓦的电池存储容量，其中超过60%的产能将与太阳能设施配套使用。原因主要有两点：1）独立储能没有资格获得联邦ITC补贴，与光伏、风电等新能源发电项目捆绑后则可以享受联邦ITC补贴；2）储能与新能源发电捆绑后的混合电站可以获得更高的PPA电价，其溢价超过成本增加值。
3、供给侧：贸易壁垒下的特殊竞争环境
美国对华组件企业采取AD/CVD税率，但其税率存在较大不确定性，通常在发货几年后才最终确定。根据最新公布的年各组件厂商适用税率，晶科、晶澳、天合、腾晖的适用税率较高。在美国地面电站市场，FirstSolar的薄膜组件仍有较高的市占率，年达到39%。其次是晶科（17%）、阿特斯（9%）、隆基（8%）；在美国工商业光伏市场，年组件商市占率排名依次是韩华（21%）、晶澳（11%）、晶科（9%）、天合（9%）；在美国户用光伏市场，年组件商市占率排名依次是韩华（24%）、隆基（15%）、SunPower（11%）。
3.1、本土供给：无可奈何花落去，组件扩产尚可期
截至年1月，美国本土仍有硅料、晶硅组件、薄膜组件及逆变器产能，主要集中在加州、五大湖地区及东南部。硅料产能主要集中在Hemlock、RECSilicon、Wacker；薄膜组件产能集中在FirstSolar；晶硅组件厂商包括韩华QCells、LGElectronics、晶科（美国工厂）、Silfab、Sunpark、AuxinSolar、MissionSolar等。
自年以来，美国的光伏制造产业链处于衰退状态。其中硅片生产结束于年；电池生产结束于年，主要由于硅片、电池片环节重资产特性以及快速的技术迭代，使得美国本土产能失去竞争优势。美国组件在-2年产量显著提升。年，美国本土生产光伏组件4.8GW，同比增加11%。其中薄膜组件约1.8GW，同比增加25%。美国逆变器产量在1-年快速增长，年后快速萎缩，主要由于制造商关闭本土工厂以巩固欧洲或中国制造业务。
年4季度，美国地面电站用单面单晶组件价格（从东南亚发货）价格同比上涨0.01美元/W，环比持平，较全球均价高46%。而双面单晶组件价格微跌，较单面同类产品的溢价缩小至0.美元/W，主要是由于关税豁免于年11月下旬恢复（曾于年四季度取消）。受组件降价和关税降低的双重影响，美国组件价格（不含关税）从年二季度的0.39美元/W降至年四季度的0.27美元/W，其中关税值从0.12美元/W降至0.04美元/W。
3.2、海外供给：组件以东南亚为主，电池片以韩国为主
年美国进口光伏组件25.7GW，同比下降5%，其中年四季度进口量同比下降20%。原因可能在于年ITC扣除率下降引发提前进口（ITC在年底延期）。年美国进口光伏电池片2.6GW，同比增长17%。
美国进口组件主要来自东南亚，年主要进口国家：马来西亚（7.4GW，占比29%）、越南（7.5GW，占比29%）、泰国（6.4GW，占比25%）、韩国（1.8GW，占比7%）、柬埔寨（0.8GW，占比3%）。美国电池片进口主要来自韩国（1.3GW，占比49%）、马来西亚（0.6GW，占比22%）、越南（0.5GW，占比20%）。
3.3、政策：十年围堵
1）关税带动了美国组件产能回升。年，关税开始实施，对几乎所有进口组件征收30%关税（后降至15%）。这导致美国境内组件价格进一步提升，也迫使一些组件厂商赴美建厂，如韩华、LGSolar、晶科等。同时也为本土薄膜组件企业FirstSolar创造了更好的竞争环境，其产能进一步扩大。
2）但频繁的贸易措施也给美国光伏市场带来预期混乱，为装机量提升带来负面影响。单就关税而言，根据SEIA分析，-年其带来的负面影响包括：工作岗位减少（6.2万个）、新增光伏装机减少（10.5GW）、投资损失（亿美元）。年6月6日，白宫发布《情况说明书：拜登总统采取大胆的行政行动来刺激国内清洁能源制造》，宣布援引《国防生产法》（DPA）来加速清洁能源技术的国内生产，并设置从柬埔寨、马来西亚、泰国和越南采购太阳能组件和电池的24个月免税期。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
精选报告来源：。