这两天翻看了日本行业协会的一些文章，提到2023年户储占比还有35%，2025年跌到19.4%。2026年度，工商大储将是最大的蓝海。
原因是FIT（上网电价）退坡，户用光伏+储能的经济性下降，而电网侧大储的需求将进一步提升。
日本储能市场规模（GWh）（表格数据来源于日本光伏行业协会）
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20家主流中国品牌日本认证路径
我梳理了20家主流中国品牌的日本认证路径，发现一个分裂的市场：
8家走了JET全项（系统级），有年报、IPO文件、投资者关系记录直接披露
1家拿了JET部件认证（电芯级），2026年3月刚获证
已交付的日本项目
已交付
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| 比亚迪 |
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| 阳光电源 |
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| 国轩高科 |
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| 远信储能 |
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交付中
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| 天合储能 |
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| 宁德时代 |
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一个真实案例
日本储能项目，看起来不多，但这是全球准入门槛最高的市场之一。
不由得想起以前在跟的一个单子。
2025年Q2，我陪跑的浙江工厂。
5MWh工商储项目，合同2800万，客户是Ecolife子公司。
RFQ里写了一句话："电池系统需符合日本相关安全标准。"
认证经理理解为"IEC 62619就行"。
样品发到日本后，JET横滨实验室的审核员打回文件：
"振动测试必须在JET完成，且BMS过温保护需不可复位设计。"
重新做JET全项认证。
多花了14万。拖了4个月。
工商储和大储，要求不一样
很多人以为日本储能就一个标准，错。
JIS C 8715-2:2024 按容量分档
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工商储（50kWh-1MWh）和大储（≥1MWh）都落在≥50kWh档。
必须JET全项。
大储额外门槛：消防法
2026年消防法修订后，≥1MWh大储多了两道关。
第一道：设备无关资质
大储不要求具体电池品牌，但要求：
开放式BMS协议（支持SunSpec Modbus）
10年性能保证保险
第二道：并网许可
日本大储并网标准：
JIS C 4412
IEC 62109-1
IEC 62477-1
50kW强制。
没有ATR（并网许可），项目不能开工。
SIS的核心问题
你的10MWh储能站接入22kV配电网，会不会导致电压波动？
充放电功率曲线，和当地光伏/风电出力匹配吗？
故障时，保护协调方案是什么？
这些，JET不管，IEC不管，只有电力公司的电网规程管。
东京电力的电网规程
"储能系统并网，需提供：
这些报告，没有日本本地实验室能做。必须委托东京电力的关联机构，或经其认可的第三方。
工商储隐藏陷阱
陷阱1：BMS不可复位
2024版JIS C 8715-2，Clause 8.2要求BMS保护动作"不可复位"。
你的BMS过温时只是报警、不停机，或者用户可手动复位——不合格。
JET审核员现场测试：触发过温保护后，必须物理断电。
深圳厂商案例：
BMS过温保护设定55℃，用户按复位键继续运行
审核员触发保护，按复位，系统重启
报告作废
整改：重写BMS固件，断开主继电器，复位只能在工厂端完成
整改费4.2万，固件验证2个月
陷阱2：振动测试——满充，不是半电
IEC 62619允许"半电态"送样
JIS要求"满充电态"
满充电态振动，电芯内部应力更大，极耳断裂、壳体变形风险更高。
选哪条路？
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十、日本市场正在收紧
三个趋势直接影响你的认证策略：
趋势1：免测路径在消失
2025年4月，日本消防法修订草案要求所有>50kWh的储能系统必须提供JET或JQA证书。
这意味着路径C的适用窗口正在关闭，预计2026年Q2后，免测路径基本走不通。
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