日本碳中和：困于資源，難于無核

文/朝克圖

作者供職于國家能源集團技術經濟研究院

王伊

作者系伍德麥肯錫亞太電力與可再生能源研究中心副總裁

日本是中國的近鄰，世界第四大經濟體、第五大二氧化碳排放國。全國人口約為1.2億，人均GDP為3.2萬美元，屬于高收入國家。日本化石能源資源匱乏，工業生產所需的主要原料、燃料等都要從海外進口。

日本可再生資源稟賦在世界各國中處于中等偏上水平，呈現出“水電飽和、光伏受限、陸弱海強、地熱難解”的特點。日本可再生能源全國各地分布不均，差異顯著，開發約束性強。

日本國土面積小，人口密度高，集中式光伏開發困難，分布式開發潛力受限。目前，日本的水能、生物質開發接近飽和，陸上風電發展潛力較小，但海上風電資源開發潛力較大。

綜合考慮日本自然地理條件、化石能源、可再生資源稟賦、光伏風電產業鏈國產化率、日本相關清潔能源轉型規劃政策及其實施力度，如不將目前可運轉的核電機組全部重啟并將有爭議的核電視為綠電，日本將難以于2050年如期實現碳中和。

01

可再生資源稟賦

就可再生資源狀況而言，目前日本水利資源已開發殆盡，光伏資源處于全球中等水平，年平均總太陽輻射量為1200～1500千瓦時/平方米。日本風電資源為北強南弱、海優陸緊。

水利資源開發殆盡。日本山地丘陵占73%，河流多源于中央山脈、短小湍急。日本年均降水量1718毫米，年徑流量4240億立方米；理論水能蘊藏量約7176億千瓦時/年，技術可開發量約1358億千瓦時/年（約4623萬千瓦）。

常規水電已開發率超85%，以中小型水電為主。2024年水電總裝機容量為22.3吉瓦，新增空間極小。目前，水電開發集中于舊址改造和抽水蓄能。

日本光伏資源屬中等水平，南強北弱、區域差異鮮明。日本年平均總太陽輻射量為1200～1500千瓦時/平方米。南部地區九州、四國、關西最優，可達1400～1500千瓦時/平方米；中部地區關東、名古屋次之；北部地區北海道、東北最低，多在1200千瓦時/平方米左右。詳見圖1。

日本光伏季節性差異明顯。夏季（6～8月）輻照最強、發電量最高；冬季（12～下年2月）顯著下降，北部降幅可達40%～50%；春、秋為過渡季。全國理論裝機潛力約400吉瓦～500吉瓦，其中屋頂光伏約150吉瓦～200吉瓦，地面電站250吉瓦～300吉瓦。

此外，日本山地丘陵占國土約73%，平坦可開發土地稀缺，集中式光伏電站選址困難，光伏開發以分布式光伏為主（占比長期超80%）。

截至2024年，日本全國累計光伏裝機約93吉瓦，裝機占比約為32%，發電量占比約11%；具體發展目標為：到2030年達110吉瓦～120吉瓦，占比14%～16%；2040年達200吉瓦，占比22%～29%。

日本風電資源呈現“北強南弱、海優陸緊”的特點。以區域考量，其年均風速與風能密度由強到弱依次為日本海側〉太平洋側、北部〉南部；冬季受西伯利亞高壓影響，日本海側與北海道風速顯著高于夏季，北部年等效滿發小時數可達2200～2500小時，南部1800～2000小時。

陸上風電年平均風速3～5米/秒，資源貧乏，開發集中于北海道與日本海沿岸。北海道的風能密度300～400瓦/平方米，年均風速6～8米/秒，是陸上風電最集中的區域，2024年新增裝機占全國近65%。詳見圖2。

日本專屬經濟區（EEZ）的面積約447萬平方公里（是國土面積的12倍），處于全球前列。海上風電技術潛力約770吉瓦，為陸上的3.5倍；海上以浮體式風電成為主流發展方向，整體潛力大但受地理與電網約束明顯。

截至2024年底，日本全國累計裝機約6.1吉瓦，裝機占比約2.1%，發電量占比約1.9%。2030年，風電裝機目標為23.6吉瓦，占比5%。2040年，日本海上風電裝機目標為30吉瓦～45吉瓦。

此外，日本地處環太平洋火山帶，是世界第三地熱大國（僅次于美國和印尼），但受地質、環保和成本的制約，開發潛力相對有限。

02

能源與電力結構

一次能源結構深度依賴化石能源。日本對化石能源依賴度較高。根據《EI能源統計年鑒》（2025），日本2023、2024年的一次能源結構中，石油占比約40%，天然氣占比約20%，煤炭占比約27%，化石能源合計占比約90%，水電等可再生能源占比約為8%。詳見圖3。如圖所示，目前日本深度依賴化石能源，清潔能源轉型較難。

日本總裝機容量與發電量增長緩慢。根據彭博新能源相關統計，2024年，日本總裝機容量為299吉瓦，同比增加1.7%，火電占比約51%，核電占比4%，可再生能源占比約45%。詳見圖4。

2024年，日本發電量為976026（吉瓦時），同比增加0.8%。其中可再生能源發電量占比26%，化石燃料發電占比65.2%。詳見圖5。此外，日本的可再生能源發電量排名亞太地區第三位，是區域第三大發電市場。

光伏是可再生能源中的主力，近期裝機增速明顯減緩。過去十年，日本太陽能發電量增加了3倍，是所有可再生能源增長最快的發電類型。光伏發電是日本可再生能源增長的主要動力來源。

其裝機容量從2010年以來增長近30倍，但年新增裝機已經從2014年的峰值9700萬千瓦降低至2024年的4200萬千瓦，增速明顯放緩，光伏發電量增長趨勢也在減緩。詳見圖6和圖7。

03

電力規劃及相關政策

（一） 碳中和目標

2020年10月28日，日本首相菅義偉宣布日本將在2050年實現碳中和。該碳中和目標在2021年5月得到日本國會的批準。為了實現碳中和目標，日本設立的可再生能源發電量目標為，到2030年發電量占比達到36%~38%，到2040年占比達到40%~50%

（二） 電價及相關補貼政策

2013年，日本引入了固定電價收購制度（簡稱FIT），要求電力公司以固定價格收購可再生能源電力。FIT推行之后，日本可再生能源占比快速提升，裝機容量與2010相比增長166%。

然而，隨著電費上漲和可再生能源項目成本的迅速下降，FIT推高了電價，造成了市場扭曲，固定電價難以為繼。因此，2022年日本推出了固定溢價補貼制度（固定價格+市場溢價，簡稱FIP）。

FIP是在電力市場批發價格的基礎上提供浮動補貼，鼓勵可再生能源項目開發商參與批發市場并發展儲能和聚合服務在內的靈活商業模式。FIP鼓勵可再生能源項目參與市場，進行市場化運作。

隨著FIP的推進，可再生能源收購價格持續走低且技術受限，新建項目持續下降。若沒有儲能等配套項目，開發商將面臨投產發電即虧損的窘境。

對于光伏開發，因為土地緊缺，2016年日本因地制宜，推行分布式屋頂太陽能開發，并且成為當時全球最大屋頂光伏發電市場，超過多數發達國家。

目前，日本地方政府推動新建建筑光伏強制安裝（如東京），同時簡化并網審批，鼓勵光儲一體化，減少棄光。對于風電開發，日本政府簡化并網審批，推動海上風電“一區一策”規劃，優先開發浮體式示范項目。

同時，日本政府提供綠色創新基金（GIFund）支持浮體基礎、抗臺風機組等新技術研發。

另據相關媒體報道，日本政府將從2027年起停止對大型光伏項目的財政補貼以保護自然生態環境、保障公共安全并維護景觀風貌。近年來，日本政府因在氣候變化政策方面的拖沓甚至后退，已經連續五年獲得國際環保團隊所頒發的“化石獎”。

（三） 碳稅相關政策

2012年，日本正式引入“地球溫暖化對策稅”，稅率水平逐年提高，目前已經達到289日元/噸二氧化碳。

（四） 氫能戰略

日本政府在其《氫能基本戰略》中明確了在2030年和2050年，氫能供應量要達到300萬噸/年和2000萬噸/年的目標。為了實現上述目標，日本聯合新加坡和澳大利亞等國在海外建立可再生能源制氫工廠，并運回國內以滿足未來的需求。

從目前的進展來看，因許多氫能項目經營成本過高、經濟性欠佳，其氫能戰略實施效果并不樂觀。不僅日本，西方各國如澳大利亞等國目前的氫能戰略都出現了停滯和倒退。

（五） 能源戰略、目標與相關政策

在核能、火電和可再生能源三者之間保持平衡。日本政府定期發布《戰略能源規劃》（簡稱SEP），且每三至四年更新一次。

2025年2月，日本政府出臺的SEP（第七版）中預測，到2040年前，日本電力需求年增長1%～2%，其中核電發電量將穩定保持在20%左右；盡管份額大幅減少，火電仍然在發電組合中居有重要的地位，占比降低至30%~40%。

作為可再生能源中的支柱，光伏發電將增長到2040年的22%～29%，海上風電將作為重要的補充。可再生能源發電占比將達到40%～50%。詳見圖8。

日本的能源目標是達到一個安全、穩定和清潔的能源組合。日本戰略能源規劃的三大要素，是能源安全、能源效率和清潔。

在火電方面，規模要降低但要保持必要的基荷和靈活性。氣電是清潔熱電的支持，煤電要加速退役，油電作為應急備用。在核電方面，從危機中復蘇并作為穩定、經濟和清潔的長期基荷之錨。在役機組逐漸重啟并進行延壽。新建機組雖然存在一定的不確定性但已經回到政策框架之內。

可再生能源的主要作用在于減碳化并囿于資源和土地的瓶頸限制。光伏發電由分布式主導但受到空間和規模的限定，海上風電前景可期但是近期仍然存在障礙，水電穩定但發展受阻。生物質補助退坡將影響其經濟性,地熱風險較高限制了規模化發展。

（六） 能源投資

2024年，日本能源轉型投資（包括可再生能源、氫能、CCS、核能、儲能、電氣化交通和電網等）達到285億美元，同比下降3%。其中，僅有電網和電加熱兩個細分領域有所增長。詳見圖9。

年度可再生能源投資下降到了73億美元，為15年來的新低。這個投資只能與2011年的投資數值相比。當時因為引入上網電價機制，造成了2012—2014的投資高峰。海上風電下降13.7%，光伏領域亦下降明顯。

另據彭博新能源推算，若想在2050年達到碳中和，日本政府需要在2025—2030年間，年均能源轉型投資2010億美元，為日本2024年度能源轉型投資的7倍。

04

日本電力市場現狀

（一）電力需求持續下降，清潔化轉型進展緩慢

日本電力需求總體保持下降趨勢。多年來，受制于經濟增長放緩、人口下降、效率提升以及福島核事故之后嚴格的節能措施，日本電力消費需求低迷。據統計，從2010年到2023年，日本電力需求持續下降，年均下降1.2%。詳見圖10。

以行業用電需求結構來看，其比例相對穩定。工業和商業保持在34%左右，居民用電需求比例約為28%。此外，日本各地區用電結構比例保持穩定。其中，東京地區用電需求占全國的三分之一左右，其次是中部和關西，各占16%左右，其余七個地區合計占三分之一左右。

熱電廠持續增加。2023年，日本電力總裝機中熱電廠裝機占比為50%。以LNG熱電廠為主導，其裝機容量約為78吉瓦，燃煤火電廠55吉瓦，油電為14吉瓦。過去十年，因為核電的減少，天然氣發電廠和燃煤火電廠裝機各增加了30%和20%。

燃煤火電廠正在復蘇。燃煤火電廠正在老化，其中70%運營期限超過20年。福島核事故之后，燃煤火電廠顯著復蘇，20%的煤電廠運營年限不超過10年。

光伏裝機顯著上升。2012年起，引入上網電價后，光伏裝機得到顯著上升，到2023年底已經達到73吉瓦。受限于日本地域特點，其光伏的主要發展為分布式光伏，占比約為80%。

核電裝機穩步重啟，發電量緩慢上升。2011年福島核事故后，于2013年至2015年日本暫停了全國核電機組運行，做強制性安全檢查和升級改造。日本核電廠裝機容量從2007年的峰值50吉瓦下降到了2019年的33吉瓦。

2015年后，全國33座可運轉核反應堆中，已經有14座核電機組陸續重啟，總裝機容量約為12.6GW，另有11座正在申請或籌備重啟過程中。核電發電量也從2011年的峰值占比30%轉變至2024年的約4.5%。目前，隨著核電重啟機組的持續增加，核電發電量正在緩慢上升。

可再生能源發電量顯著上升。根據相關數據，隨著光伏發電的擴展，日本熱電發電量由2018年占比約80%下降到現在的70%，可再生能源發電量則從2010年的10%上升到了現在的23%。

除了光伏之外，在電價補貼政策的刺激之下以及與原有的熱電機組的兼容性，生物質成為可再生能源中第二大發電電源。風電增長緩慢，隨著老舊機組的退役，水電裝機持續下降。

（二）日本電力市場化改革進展

日本經歷了長達30年的電力市場改革，目前已經建立了一個相對成熟的電力市場。1995年，日本政府修訂了電力商業法案，售電領域向私人投資者開放。2011年，日本福島核事故之后，日本電力市場加快了打破地區由一個電力公司壟斷的市場格局進程。

（三）電網結構

日本有10個區域電網，每個都是半自治的自動平衡區域，由地方電力公司所主導。每個區域電力公司都是集發電、輸電和配電為一身的垂直一體化公司。

一方面，每個區域電力公司都維持著規劃和運營的獨立性并且傾向于優先自身的發電和合同。另一方面，跨區域的電力流動不被認為是區域電力公司的核心規劃，而是用于平衡基本負荷或者套利。

05

日本電力市場展望

經濟將保持低速增長但基礎非常脆弱。根據標普全球的相關預測，日本經濟增長前景雖然比較樂觀，但基礎比較脆弱。至2050年前，日本經濟年平均增速將維持在0.4%～0.8%這個區間。

從中期來看，日本經濟增長面臨著結構性矛盾，如勞動力短缺、人口老齡化加劇和生產效率增長緩慢等。從長期來看，日本經濟增長將取決于日本重塑經濟增長驅動力的能力。

關鍵機遇在于綠色動能、數字創新、全球供應鏈重塑和與亞洲其他經濟體更深度的融合。

電力需求低增長。根據標普全球的相關預測，從2025年到2050年，日本年均電力需求增速維持在0.3%左右。數據中心電力需求的增長將會被其他行業的下降所抵銷。

根據標普的相關預測，即使到了2050年，火電在裝機結構中的占比仍然會達到24%，在發電量結構中占比為35%。

火電仍然處于重要地位。燃油電廠和燃煤電廠將加速退出，但氣電將持續增加來替代退役的燃煤電廠和滿足所增加的電力需求。火電廠摻燒生物質、液氨（氫）等方式將會有所增加，但受限于可獲得的財政補貼及其經濟性。

值得重點關注的是，雖然日本提出了2050年的碳中和目標，但是日本并沒有提出在2050年之前限制退出煤電的目標。作為日本第二大電力來源，日本并不輕言放棄煤電。

即使是燃煤火電廠摻燒液氨、液氫或生物質的目標也從日本戰略能源規劃第六版中的1%調整到第七版的不再設定相關目標，僅僅作為一種通過降低成本或者政府補貼的脫碳選項。

光伏、風電裝機容量略有增加。據標普全球預測，到2050年日本光伏裝機容量將至158吉瓦，其發電量將增加至23%。海上風電裝機容量將增加至30吉瓦，但遠不及預期。

核電廠重啟難新建更難。為了滿足電力需求，日本政府將延長原有核電機組的壽命，預計其服役期可長達60年。受福島核事故影響，因核電機組停運后化石燃料進口量激增，導致終端電價大幅上漲。盡管如此，日本民眾仍然強烈反對停運的核電機組重啟。

電池儲能是日本電力市場中主要的儲能方式。根據日本資源稟賦的特點，抽水蓄能電站發展受限，電池儲能將成為儲能的主要方式。根據標普全球的預測，到2050年日本抽水蓄能新增規模較小，仍然僅是對現有27吉瓦抽水蓄能的改造，而電池儲能的容量將達到43吉瓦。

06

日本碳中和目標前景研判

自然地理條件和可再生能源的雙重制約。如前所述，日本多山，山地面積占比約73%，土地資源難以滿足大規模開發集中式光伏，且本地社區也不支持此類項目。日本政府目前已經大力開發分布式光伏近二十余年，屋頂光伏開發接近飽和。

此外，日本光伏資源處于全球中等偏上水平，受季節影響較大。陸地風電除北海道之外，資源欠佳，海上風電成本較高，經濟性較差。綜上，日本可再生資源無單一優勢品種，并且風電、光伏、水電、生物質和地熱等可再生能源主要品種均面臨開發瓶頸，難以形成規模化優勢。

反觀中國，地域遼闊，西北地區有廣闊的沙漠，具備集中式光伏大規模開發的優勢。“三北”地區風資源較好，均可大規模開發，經濟性佳。因此，基于兩國自身的自然地理條件和可再生資源稟賦，碳中和路徑不可簡單類比。

可再生能源開發存在技術與經濟瓶頸。日本可再生能源開發雖有政策支持，但技術和經濟層面的問題顯著。光伏方面，分布式開發占比超80%，集中式項目選址困難，且光伏電池、組件的高效轉化技術雖有積累，但規模化應用成本仍居高不下。

日本光伏組件約90%依賴進口，國產化率較低；海上風電以浮體式為核心方向，雖然日本政府提供了綠色創新基金支持技術研發，但浮體基礎、抗臺風機組等核心技術尚未完全成熟，項目建設成本遠高于陸上風電和傳統火電，經濟效益不佳，難以吸引社會資本大規模投入。

此外，生物質發電受到財政補助退坡的影響，經濟性大幅下降，裝機和發電量持續萎縮，難以成為可再生能源的有效補充。

核電重啟與發展面臨著民眾的壓力。核電在日本的戰略能源規劃中是三個主要支柱中重要的一極。雖然日本是個核電強國，在傳統的二代核電技術上沒有任何障礙，大力開發核電可以滿足低碳經濟的要求，然而日本民眾因福島核事故產生的社會心理陰影，需要二三代人的長期努力才會逐步走出。

此外，日本如果在四代核電技術上有實質性突破，也可以破解這個瓶頸，但日本在四代技術研發上似乎有些滯后。

火電的壓艙石作用在2050年內難以完全替代。日本發電結構中化石燃料發電仍占比約65%，煤電雖裝機和發電量緩慢下降，但仍是第二大電力來源，且政府未明確2050年前的煤電退出目標。

福島核事故后，核電裝機大幅下降，雖逐步重啟但進程緩慢，火電成為電力供應的“壓艙石”，天然氣、煤炭發電裝機過去十年分別增長了30%和20%，形成了對化石能源發電的深度路徑依賴。

此外，日本可再生能源發電量占比雖提升至26%，但光伏、風電等可再生能源受資源條件限制且不能穩定、可靠供電，疊加長時儲能、氫能成本居高不下，經濟性差，難以成為清潔能源轉型中的主力支撐電源。

日本第七版戰略能源規劃并未將碳中和列為首要目標。日本的戰略能源規劃中的三極依次為能源安全、能源效率與綠色低碳。這似乎也可以理解為在“能源不可能三角”中，日本政府的能源戰略是將能源安全列在首位，其次為經濟性，最后才是綠色。與中國相比，其能源政策并沒有將低碳綠色放在經濟性之前。

缺乏全國統一的大電網且市場化改革不足。日本擁有10個半自治的區域電網，由地方電力公司垂直壟斷運營，區域間電網互聯性差，跨區域電力流動僅用于基礎負荷平衡或套利，缺乏全國統一的電網調度體系。

此外，受制于有限的長距離輸電網絡導致可再生能源電力的跨區消納能力受限。例如，北部北海道的風電、南部的光伏電力難以跨區域調配，棄光、棄風問題較為嚴重。

同時，盡管日本經歷了30年電力市場化改革，打破了部分領域的壟斷，但售電、輸電領域的競爭仍不充分，社會資本進入可再生能源領域的門檻較高，電網建設的投入不足，難以匹配可再生能源規模化發展的需求。

經濟與人口的結構性矛盾，制約著清潔能源轉型投入。日本經濟長期處于低速增長狀態，標普全球預測2050年前年平均增速僅0.4%～0.8%，且面臨著勞動力短缺、人口老齡化加劇、生產效率增長緩慢等結構性矛盾，經濟發展的脆弱性導致政府和企業對碳中和轉型的資金投入能力受限。

碳中和轉型需要巨額的資本投入，涵蓋可再生能源項目建設、核心技術研發、電網改造、儲能設施布局等多個方面。而日本經濟的低增長現狀，使得政府財政補貼能力有限，企業也因盈利預期不佳而不愿加大綠色投資力度，資金缺口成為轉型的重要障礙。此外，人口下降導致電力需求長期低迷，在一定程度上降低了企業開發可再生能源項目的積極性。

大型發電企業并無意愿建設新能源項目。據統計，在日本總裝機容量中，大型發電企業占比約75%，但大型發電企業優先選擇建設火電廠或者核電站，而不是可再生能源項目，可再生能源裝機占比僅為0～2%。此外，大型發電企業的非化石能源證書購買率偏低，非化石能源證書非常有限。

筆者通過電量平衡計算，其前提條件為：第一，從用電量方面考慮，2050年前，日本用電量年均增速為0.3%。第二，各類裝機規模預測：2050年日本煤電仍然保留20吉瓦的規模，光伏裝機規模158吉瓦，風電裝機約20吉瓦，氣電規模保持不變，核電重啟機組規模約20吉瓦，各類裝機取近三年平均利用小時。

結論：2050年日本全國發電量存在較大缺口，難以維持電量平衡。如果想按期實現碳中和，基于目前各類碳中和技術的先進性與經濟性，解決方法主要為調增光伏裝機目標或擴大核電機組重啟規模（或新建核電機組）。

大致結果為：日本2050年光伏裝機目標至少應該為260吉瓦或將退役的老舊核電重啟規模目標調整為34吉瓦。但從2011年日本福島核事故之后，停運近40年之久的核電機組就算這近40年來維護保養一切正常，可以重新啟動，但設計周期多為60年的日本二代核電技術的核電機組（壓水堆）還能正常運營多少年，目前不得而知（也許再過二三代人，日本人已經走出核事故的陰影，全民支持新建核電才是解決電力短缺的根本途徑）。

以上均為粗略估算，如果預測基礎條件發生變化，預測結果將不再準確。另據美國能源經濟與金融分析研究所（IEEFA）測算，日本要實現2030年太陽能發電占比14%～16%的目標，需要保持年均4.2%～6.1%的裝機增速，共需新增250吉瓦～380吉瓦裝機。如果要在2050年實現碳中和，光伏裝機規模則需要達到4億千瓦。上述測算可作為一種參考。

綜上，根據日本的土地、可再生資源狀況，風電和光伏這兩類在中國得到大力發展的主力可再生能源種類，在日本缺少快速和高質量發展的基礎和支撐。

此外，如果沒有電價補貼，火電廠摻燒生物質或氫、氨等將面臨著較大的經濟性壓力。按照日本政府的理想規劃，核電是低碳化經濟性強的最佳電源。然而，福島核事故帶來的創傷讓日本的二至三代人都走不出核事故的陰影。如按照目前的規劃和相關政策，日本的碳中和目標很有可能難以如期實現。

日本新政府將會延續其清潔能源轉型戰略。自民黨在競選中承諾到2050年實現碳中和。隨著日本首相高市早苗在勝利后的新聞發布會上重申兌現競選承諾的意圖，預計日本政府會維持能源和氣候變化的基本政策方向。

從她對經濟安全和韌性的強烈關注來看，氣候變化政策的相對優先級會更加強調能源安全和經濟性。一方面，日本政府將會加強大型太陽能項目的監管。另一方面，日本政府會加大核能推廣力度。

此外，日本首相對核聚變技術具有濃厚興趣，并將其鈣鈦礦光伏視為替代傳統太陽能板的最具前景的方案。因傳統的太陽能板多從中國進口。日本新一屆政府將繼續支持能源轉型，但將更加重視提升能源安全以及為日本經濟做出貢獻。

07

相關啟示

日本作為化石能源匱乏和可再生資源稟賦條件較差的高收入經濟體，提出2050年碳中和目標，既是順應全球低碳發展趨勢的必然選擇，也是解決自身能源安全、環境問題的內在需求。

但受限于自然地理條件、可再生資源稟賦、可再生能源產業鏈國產化率、傳統能源發展路徑、核電發展民意阻力、光伏風電技術經濟性瓶頸，以目前能源規劃、政策執行的力度，如果將風、光、水、生物質等可再生能源作為清潔能源轉型的主力電源，則難以如期實現碳中和目標；但如果以核電、火電作為重要支撐，將目前現有核電機組全部重啟，將有爭議的核電視為綠電，則可能如期實現碳中和。

日本碳中和轉型過程中面臨的挑戰，對于相同邊界條件的國家具有重要的借鑒意義。世界各國碳中和轉型必須立足本國自然資源稟賦；擺脫傳統能源結構路徑依賴需要制定明確且堅定的退出機制；核電發展需兼顧安全與民意；強化技術創新與政策支持的協同，降低可再生能源開發成本；建立全國統一的電力市場，深化電力市場化改革；注重短期目標與長期規劃的協同。

日本碳中和轉型案例，為世界各國低碳發展路徑提供了有益的參考和重要的借鑒。碳中和轉型并非單一的能源問題，而是涉及經濟、社會、技術、政策等多領域的系統性變革，應立足本國自然資源稟賦，制定經濟可行的路線圖，加大技術創新投入、強化政策執行力度，同時兼顧民意、安全與經濟發展的平衡，以全社會總成本最小化方式實現碳中和。

對于世界各國而言，清潔能源轉型沒有固定的模式，更無法照抄鄰國的作業。唯有結合自身實際，因地制宜制定差異化的發展策略，強化核心技術研發，完善電網體系和市場化改革，才能破解能源結構路徑依賴，穩步推進低碳轉型，如期實現碳中和目標。

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