同年美国国会通过的《大而美法案》（OBBBA），将严苛的"受关注外国实体"（FEOC）规则进一步升级为"受限制外国实体"（PFE）审查 [2]。美国国税局（IRS）发布的Notice 2026-15，为储能供应链设置了比太阳能和风能更严格的合规门槛 [3]。

一面是暴利的诱惑，另一面是森严的壁垒。

01 产业政策构成：IRA、OBBBA与FEOC

如果说新兴市场的产业政策是为了"创造需求"，那么美国的产业政策则只有一个核心目的："重塑供应链"。

1.1 ITC补贴制度的历史性突破

2022年的《通胀削减法案》（IRA）是美国储能爆发的超级引擎。其核心制度安排是投资税收抵免（ITC，Section 48/48E）。IRA历史性地将独立储能纳入了ITC补贴范围，基础抵免率高达30% [4]。而在此之前储能必须与光伏配套才能享受补贴。

ITC的精妙之处在于它即允许税收抵免转让（Transferability），使得没有足够税收负担的开发商也能将抵免卖给大型企业套现；还允许政府实体和非营利组织通过直接支付（Direct Pay）获得现金补贴。加成项方面，满足劳工和学徒要求可额外获得10%，位于"能源社区"（煤矿关闭地区等）可再叠加10%，最高可达40%的综合抵免率 [4]。

与此同时，IRA的Section 45X先进制造业生产税收抵免，为在美国本土制造储能组件的企业提供了直接现金激励：电芯35美元/kWh、模组10美元/kWh、逆变器0.065美元/W [4]。这是美国政府用真金白银"买"回制造业的核心工具。

1.2 FEOC/PFE审查制度的步步收紧

然而，“胡萝卜”总对应着“大棒”。

2026年2月，IRS发布Notice 2026-15，引入了材料援助成本比率（Material Assistance Cost Ratio）制度 [3]。

对于2026年开工的储能项目，必须有至少55%的设备成本来自合规供应商（非FEOC）；到2030年，这一比例将提高到75%。储能的合规门槛比太阳能（起点40%）和风能更严格。

更致命的是，《大而美法案》（OBBBA）引入了"受限制外国实体"（PFE）概念，将管控范围从FEOC进一步扩大 [2]。在PFE认定框架下：

•相关规则显著提高了与中国相关的股权结构、许可安排和供应链关系的合规门槛；

•只要中国企业直接或间接持股超过10%（单一），或多个中国实体合计持股超过25%，该实体就被认定为"受外国影响实体"；

•通过技术授权协议（超过100万美元）参与的实体，同样无法享受先进制造业税收抵免。

这套制度安排不仅封锁了中国企业的直接参与，还封堵了通过合资、技术授权等"曲线救国"的路径。

1.3 安全监管政策：UL认证与NFPA标准制度

NFPA 855（储能系统消防安装标准）和UL 9540/9540A（储能系统安全认证）已成为美国储能项目开发、消防审批、保险承保和并网落地中高度关键的安全合规框架。这种制度安排不仅提高了合规成本，更赋予了美国监管机构对外国产品的生杀大权。

1.4 市场准入制度：FERC Order 841与Order 2222

在电力市场准入层面，联邦能源管理委员会（FERC）的两道命令构成了储能参与市场的制度基础：FERC Order 841（2018年）强制要求所有区域输电组织（RTO/ISO）允许储能参与批发电力市场；FERC Order 2222（2020年）进一步允许分布式储能聚合体参与批发市场，为虚拟电厂模式奠定了制度基础 [5]。

下表系统梳理了美国储能产业政策与制度安排的对应关系：

02 美国电力市场机制

抛开地缘政治的阴霾，美国之所以能吸引全球资本疯狂涌入，根本原因在于其高度发达且差异化的电力市场机制。在美国，没有统一的"国家电网"，而是由多个区域输电组织（RTO）和独立系统运营商（ISO）割据。其中，ERCOT（德州）、PJM（东部13州）和CAISO（加州）占主导。

2.1 ERCOT（德州）-纯能量市场

德州电网（ERCOT）是一个奇葩的存在。为了逃避联邦能源管理委员会（FERC）的监管，它坚持不与州外电网互联，形成了一个孤岛。在机制上，ERCOT是一个纯能量市场（Energy-Only Market），没有容量市场来为发电机的固定成本兜底 [6]。这意味着，所有的收益都必须在现货市场和辅助服务市场中厮杀出来。

对于储能而言，ERCOT是天堂也是地狱。截至2025年第二季度，ERCOT的储能装机已突破10GW/15.4GWh [7]。储能在这里的收益主要来自两条路径：一是现货套利，利用白天低谷（光伏大发时负电价频现）和傍晚高峰（"鸭子曲线"尾部）之间的价差充放电；二是调频服务，ERCOT的调频市场（Regulation Up/Down）历史上是储能最重要的收益来源。

然而，随着大量储能涌入，ERCOT的调频市场正在迅速饱和，价格被压平。Modo Energy的数据显示，2025年5月ERCOT储能的综合收益约为65美元/kW-年 [8]，与PJM的288美元/kW-年相比，差距悬殊。这折射出纯能量市场的内在缺陷：没有容量电价这根"定海神针"，储能的收益极度依赖电价波动，稳定性极差。

2.2 PJM（东部）-容量市场的稳稳幸福与排队噩梦

覆盖美国东部13州和华盛顿特区的PJM市场，主打一个"稳"字。PJM的核心制度安排是可靠性定价模型（RPM）下的容量市场。在这个市场中，储能不仅可以通过买卖电量赚钱，还能仅仅因为"随时准备发电"而获得一笔丰厚的"底薪"——容量电价 [9]。

PJM的容量市场通过年度基本容量拍卖（BRA）确定未来三年的容量需求，储能按照"确定性容量"（Effective Load Carrying Capability，ELCC）折算参与竞标。根据Modo Energy的数据，2025年前三季度，PJM的储能平均综合收益达到了288美元/kW-年 [8]，远超ERCOT。

然而，PJM的致命弱点在于其并网审查制度。由于电网老旧，网络升级成本极高，导致项目互联申请（Interconnection Queue）严重积压。一个项目从申请到并网，可能需要排队等上四五年。更麻烦的是，在FEOC规则下，如果这些网络升级使用了中国设备，整个项目甚至可能因此丧失补贴资格 [3]。

2.3 CAISO（加州）-鸭子曲线与RA合约

加州（CAISO）是全美储能装机最大的单一州，2025年装机规模约15GW，占全美总量的近三分之一 [1]。这里的阳光太充足，光伏装机极高，导致白天经常出现负电价。

在加州，储能盈利的核心基石是资源充裕性（RA）合约制度。这是一种由加州公用事业委员会（CPUC）强制要求供电企业购买的容量保障机制。拿到RA合约的储能项目，每年可以获得60-96美元/kW的稳定收入 [10]。有了这笔钱垫底，储能再去现货市场套利和提供调频服务，商业模型极其健康。此外，加州的净计量电价（NEM 3.0）制度，通过高峰时段的高溢价，有力推动了户用储能的爆发式增长。

03 美洲各国横向对比

在全球储能政策框架中，美国是一个独特的存在：它在国内市场上是现货市场派+容量市场派的混合体（ERCOT是纯现货，PJM是容量市场，CAISO是混合），但在对外政策上，它是全球最典型的供应链保护主义派。

04 中资储能企业的策略推演

2025年中国企业对美国锂离子电池出口额高达153亿美元，占中国锂电出口总额的25% [2]。诱人但又封锁严密在这个"政策即轨道"的市场里，单纯的产品竞争已经失效，剩下的全是制度博弈。

路径一：直接出口-经济性与合规性显著受限

这条路已经被彻底堵死。首先是关税壁垒，Section 301关税将中国储能产品的关税从25%飙升至100% [11]，加上特朗普政府的对等关税，经济性完全丧失。其次是FEOC规则，项目开发商为了拿到ITC补贴，根本不敢采购中国设备 [3]。直接出口美国，等同于自杀。

路径二：第三国中转-原产地与审查风险飙升

许多企业选择在东南亚（越南、马来西亚）或墨西哥设厂，试图通过"洗产地"进入美国。但这无异于饮鸩止渴。美国海关的审查已经深入到BOM（物料清单）层面，原产地规则趋严。在墨西哥，USMCA原产地规则要求核心部件必须在北美制造，简单的组装根本无法蒙混过关。一旦被查出违规，不仅面临巨额罚款，还可能被列入黑名单。

路径三：技术授权模式-政策可行性明显收窄

宁德时代与福特在密歇根州的合作，曾被视为一种精妙的"技术换市场"模式。中国企业不控股，只提供技术许可和运营服务，从而规避FEOC的股权限制。然而，OBBBA精准地堵上了这个漏洞 [2]。新规明确规定，如果制造组件是基于与"受限制外国实体"签署的超过100万美元的许可协议生产的，该纳税人将丧失Section 45X制造税收抵免资格。这条路，也正在被封死。

路径四：本土化深潜-当前阶段更具持续性的进入方式

在完成了前序分析之后，剩下长久可行路径，就是彻底的本土化深潜。这并非简单的"在美国建个厂"，而且是供应链的重构。

05 产业化布局落地策略

基于以上对政策制度体系和电力市场机制的深度分析，我们给出以下系统性的产业化布局策略推荐。

策略一：是否建立美国工厂？——答案是"本土产能与合规供应链布局正在从可选项逐步变成关键选项"

建厂是进入美国市场的必要条件，但不是充分条件。建厂的核心目的是拿到Section 45X制造税收抵免（电芯35美元/kWh），这是在美国本土制造的最大经济激励。然而，建厂本身无法解决FEOC/PFE的合规问题。

建厂的前提条件是股权结构的合规重构：中国母公司的持股比例必须严格控制在10%以下（单一）或25%以下（合计）[2]。这意味着，中国企业必须寻找强大的美国本土战略投资者（如能源基金、公用事业公司、主权财富基金）进行深度绑定，甚至放弃控股权，以少数股东的身份获取分红和技术服务费。这需要极高的资本运作能力和战略定力。

建厂的选址策略应优先考虑以下因素：一是能源社区加成（额外10% ITC），优先选址在煤矿关闭地区；二是州级激励政策，优先考虑内华达、密歇根、肯塔基等已有电池产业集群的州；三是靠近PJM或CAISO的核心市场，降低物流成本。

策略二：是否需要开发本地供应链？——答案是"必须建，且越早越好"

这是最紧迫、也最困难的任务。FEOC的材料援助成本比率制度要求，到2030年，75%的设备成本必须来自合规供应商 [3]。这意味着，在美国建厂的中国企业，不能依赖从国内进口电芯或关键原材料。

本地供应链建设的优先顺序如下：

第一优先级是电芯本地化。电芯是储能系统中价值最高的组件，也是FEOC审查的核心对象。建议与美国本土电芯制造商（如Enovix、Solid Power等）建立长期供应协议，或者直接在美国建立电芯工厂（最难但最有价值）。

第二优先级是关键矿产的盟友国布局。锂、镍、钴等关键矿产的精炼目前高度集中在中国。建议通过在澳大利亚、加拿大、智利等与美国签有自由贸易协定的国家布局矿产和精炼产能，为美国工厂提供合规的原材料。这不仅能满足FEOC要求，还能享受IRA对"盟友国"矿产的优惠待遇。

第三优先级是功率转换系统（PCS）本地化。逆变器和功率转换系统是储能系统的第二大成本项，也是FEOC审查的重点。建议与美国或欧洲的PCS制造商（如ABB、Eaton等）建立战略合作。

策略三：市场进入的优先顺序——从加州到PJM

不同的电力市场，对中国企业的友好程度不同。我们建议按照以下顺序进入：

第一阶段（2026-2027年）：以加州（CAISO）为桥头堡。加州的RA合约制度提供了稳定的收益基础，且加州在政治上相对开放，对清洁能源的需求最迫切。更重要的是，加州的项目开发商（如NextEra、AES等）在FEOC合规方面有丰富经验，是理想的本土合作伙伴。

第二阶段（2027-2029年）：渗透PJM市场。PJM的容量市场提供了最高的综合收益（288美元/kW-年），但并网排队和网络升级成本是主要障碍。建议通过收购已获得并网资格的项目（Shovel-ready projects）来绕过排队问题。

第三阶段（2029年以后）：布局ERCOT。德州的纯能量市场波动性极高，适合有丰富现货交易经验的企业。随着德州可能引入容量市场机制（Aurora Research 2025年报告已建议 [6]），ERCOT的收益稳定性有望提升。

策略四：差异化竞争——从"卖硬件"到"卖算法"

在硬件层面，中国企业在美国的竞争优势正在被关税和FEOC规则系统性削弱。但在软件和算法层面，仍存在差异化竞争的空间。

储能管理系统（BMS）和能量管理系统（EMS）的算法，是决定储能项目实际收益的关键因素。一套优秀的EMS算法，可以在同样的硬件条件下，将现货套利收益提升15-30%。建议中国企业将研发重心从硬件转向软件，以"算法即服务"（Algorithm as a Service）的模式参与美国市场，规避FEOC对硬件的审查。

需要注意的是，OBBBA对"控制软件"也有FEOC限制，因此软件业务同样需要通过合规的本土化架构来运营。

06 结语

美国旨在通过IRA的巨额补贴和FEOC的严密审查，重塑一个没有中国公司直接参与的供应链。

对于中国企业而言，制胜美国市场的关键已不再是技术比拼，而是拥抱"全球化资本+本土化运营"的深潜模式。

知行合一，我们的策略研究也是伴随着其落地运营而真正完成。本土化的选择并不自动带来成功，前提是企业能够同步解决股权结构、资本来源、供应链合规、州级激励匹配、客户获取与本地运维体系建设等问题。

海外的本土化运营从来都是一个危险与机遇并存的艰难通关游戏。

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在接下来的系列文章中，我们将把视线转向欧洲——这个在政策上同样复杂、但对中国企业相对友好的市场，去拆解那些隐藏在《新电池法》和碳边境调节机制（CBAM）背后的制度逻辑与产业化布局策略。

参考文献

[1] Wood Mackenzie. (2026, March). 2025 U.S. Energy Storage Installations Set New Record, Surpass 2024 by 52%. American Clean Power Association.

[2] 中伦律师事务所. (2025, July). 《大而美法案对中国新能源电池储能行业出海企业的影响解读》. Lexology.

[3] MAREC Action. (2026, February). New FEOC Guidance and What it Means for Energy Storage Developers. IRS Notice 2026-15.

[4] Internal Revenue Service (IRS). (2026). Clean Electricity Investment Credit (Section 48E). IRS.gov.

[5] Federal Energy Regulatory Commission (FERC). (2020). Order No. 2222: Participation of Distributed Energy Resource Aggregations in Markets Operated by Regional Transmission Organizations and Independent System Operators.

[6] Aurora Energy Research. (2025, November). Assessment of Resource Adequacy Needs in ERCOT Region and Impact of Market Design Changes. ERCOT.

[7] 京吉诺信息咨询有限公司. (2025, August). 《美国储能市场的潜力与变革》.

[8] Modo Energy. (2025, December). PJM Battery Revenues Benchmark November 2025.

[9] 电工技术学报. (2025). 《新型电力系统灵活性资源成本回收机制分析及挑战》.

[10] Brattle Group. (2025, April). Energy Storage Market Design Roadmap.

[11] 东方财富证券. (2026, January). 《北美缺电逻辑演绎，储能成为核心解法》.

[12] 东方财富证券. (2026, March). 《美国电力投资三重驱动，中国电力设备乘风而起》.