日本碳中和：困于资源，难于无核|光伏|吉瓦|新型电力系统|核电|氢能|清洁能源|碳中和|风电

文/朝克图

作者供职于国家能源集团技术经济研究院

王伊

作者系伍德麦肯锡亚太电力与可再生能源研究中心副总裁

日本是中国的近邻，世界第四大经济体、第五大二氧化碳排放国。全国人口约为1.2亿，人均GDP为3.2万美元，属于高收入国家。日本化石能源资源匮乏，工业生产所需的主要原料、燃料等都要从海外进口。

日本可再生资源禀赋在世界各国中处于中等偏上水平，呈现出“水电饱和、光伏受限、陆弱海强、地热难解”的特点。日本可再生能源全国各地分布不均，差异显著，开发约束性强。

日本国土面积小，人口密度高，集中式光伏开发困难，分布式开发潜力受限。目前，日本的水能、生物质开发接近饱和，陆上风电发展潜力较小，但海上风电资源开发潜力较大。

综合考虑日本自然地理条件、化石能源、可再生资源禀赋、光伏风电产业链国产化率、日本相关清洁能源转型规划政策及其实施力度，如不将目前可运转的核电机组全部重启并将有争议的核电视为绿电，日本将难以于2050年如期实现碳中和。

可再生资源禀赋

就可再生资源状况而言，目前日本水利资源已开发殆尽，光伏资源处于全球中等水平，年平均总太阳辐射量为1200～1500千瓦时/平方米。日本风电资源为北强南弱、海优陆紧。

水利资源开发殆尽。日本山地丘陵占73%，河流多源于中央山脉、短小湍急。日本年均降水量1718毫米，年径流量4240亿立方米；理论水能蕴藏量约7176亿千瓦时/年，技术可开发量约1358亿千瓦时/年（约4623万千瓦）。

常规水电已开发率超85%，以中小型水电为主。2024年水电总装机容量为22.3吉瓦，新增空间极小。目前，水电开发集中于旧址改造和抽水蓄能。

日本光伏资源属中等水平，南强北弱、区域差异鲜明。日本年平均总太阳辐射量为1200～1500千瓦时/平方米。南部地区九州、四国、关西最优，可达1400～1500千瓦时/平方米；中部地区关东、名古屋次之；北部地区北海道、东北最低，多在1200千瓦时/平方米左右。详见图1。

日本光伏季节性差异明显。夏季（6～8月）辐照最强、发电量最高；冬季（12～下年2月）显著下降，北部降幅可达40%～50%；春、秋为过渡季。全国理论装机潜力约400吉瓦～500吉瓦，其中屋顶光伏约150吉瓦～200吉瓦，地面电站250吉瓦～300吉瓦。

此外，日本山地丘陵占国土约73%，平坦可开发土地稀缺，集中式光伏电站选址困难，光伏开发以分布式光伏为主（占比长期超80%）。

截至2024年，日本全国累计光伏装机约93吉瓦，装机占比约为32%，发电量占比约11%；具体发展目标为：到2030年达110吉瓦～120吉瓦，占比14%～16%；2040年达200吉瓦，占比22%～29%。

日本风电资源呈现“北强南弱、海优陆紧”的特点。以区域考量，其年均风速与风能密度由强到弱依次为日本海侧〉太平洋侧、北部〉南部；冬季受西伯利亚高压影响，日本海侧与北海道风速显著高于夏季，北部年等效满发小时数可达2200～2500小时，南部1800～2000小时。

陆上风电年平均风速3～5米/秒，资源贫乏，开发集中于北海道与日本海沿岸。北海道的风能密度300～400瓦/平方米，年均风速6～8米/秒，是陆上风电最集中的区域，2024年新增装机占全国近65%。详见图2。

日本专属经济区（EEZ）的面积约447万平方公里（是国土面积的12倍），处于全球前列。海上风电技术潜力约770吉瓦，为陆上的3.5倍；海上以浮体式风电成为主流发展方向，整体潜力大但受地理与电网约束明显。

截至2024年底，日本全国累计装机约6.1吉瓦，装机占比约2.1%，发电量占比约1.9%。2030年，风电装机目标为23.6吉瓦，占比5%。2040年，日本海上风电装机目标为30吉瓦～45吉瓦。

此外，日本地处环太平洋火山带，是世界第三地热大国（仅次于美国和印尼），但受地质、环保和成本的制约，开发潜力相对有限。

能源与电力结构

一次能源结构深度依赖化石能源。日本对化石能源依赖度较高。根据《EI能源统计年鉴》（2025），日本2023、2024年的一次能源结构中，石油占比约40%，天然气占比约20%，煤炭占比约27%，化石能源合计占比约90%，水电等可再生能源占比约为8%。详见图3。如图所示，目前日本深度依赖化石能源，清洁能源转型较难。

日本总装机容量与发电量增长缓慢。根据彭博新能源相关统计，2024年，日本总装机容量为299吉瓦，同比增加1.7%，火电占比约51%，核电占比4%，可再生能源占比约45%。详见图4。

2024年，日本发电量为976026（吉瓦时），同比增加0.8%。其中可再生能源发电量占比26%，化石燃料发电占比65.2%。详见图5。此外，日本的可再生能源发电量排名亚太地区第三位，是区域第三大发电市场。

光伏是可再生能源中的主力，近期装机增速明显减缓。过去十年，日本太阳能发电量增加了3倍，是所有可再生能源增长最快的发电类型。光伏发电是日本可再生能源增长的主要动力来源。

其装机容量从2010年以来增长近30倍，但年新增装机已经从2014年的峰值9700万千瓦降低至2024年的4200万千瓦，增速明显放缓，光伏发电量增长趋势也在减缓。详见图6和图7。

电力规划及相关政策

（一）碳中和目标

2020年10月28日，日本首相菅义伟宣布日本将在2050年实现碳中和。该碳中和目标在2021年5月得到日本国会的批准。为了实现碳中和目标，日本设立的可再生能源发电量目标为，到2030年发电量占比达到36%~38%，到2040年占比达到40%~50%

（二）电价及相关补贴政策

2013年，日本引入了固定电价收购制度（简称FIT），要求电力公司以固定价格收购可再生能源电力。FIT推行之后，日本可再生能源占比快速提升，装机容量与2010相比增长166%。

然而，随着电费上涨和可再生能源项目成本的迅速下降，FIT推高了电价，造成了市场扭曲，固定电价难以为继。因此，2022年日本推出了固定溢价补贴制度（固定价格+市场溢价，简称FIP）。

FIP是在电力市场批发价格的基础上提供浮动补贴，鼓励可再生能源项目开发商参与批发市场并发展储能和聚合服务在内的灵活商业模式。FIP鼓励可再生能源项目参与市场，进行市场化运作。

随着FIP的推进，可再生能源收购价格持续走低且技术受限，新建项目持续下降。若没有储能等配套项目，开发商将面临投产发电即亏损的窘境。

对于光伏开发，因为土地紧缺，2016年日本因地制宜，推行分布式屋顶太阳能开发，并且成为当时全球最大屋顶光伏发电市场，超过多数发达国家。

目前，日本地方政府推动新建建筑光伏强制安装（如东京），同时简化并网审批，鼓励光储一体化，减少弃光。对于风电开发，日本政府简化并网审批，推动海上风电“一区一策”规划，优先开发浮体式示范项目。

同时，日本政府提供绿色创新基金（GIFund）支持浮体基础、抗台风机组等新技术研发。

另据相关媒体报道，日本政府将从2027年起停止对大型光伏项目的财政补贴以保护自然生态环境、保障公共安全并维护景观风貌。近年来，日本政府因在气候变化政策方面的拖沓甚至后退，已经连续五年获得国际环保团队所颁发的“化石奖”。

（三）碳税相关政策

2012年，日本正式引入“地球温暖化对策税”，税率水平逐年提高，目前已经达到289日元/吨二氧化碳。

（四）氢能战略

日本政府在其《氢能基本战略》中明确了在2030年和2050年，氢能供应量要达到300万吨/年和2000万吨/年的目标。为了实现上述目标，日本联合新加坡和澳大利亚等国在海外建立可再生能源制氢工厂，并运回国内以满足未来的需求。

从目前的进展来看，因许多氢能项目经营成本过高、经济性欠佳，其氢能战略实施效果并不乐观。不仅日本，西方各国如澳大利亚等国目前的氢能战略都出现了停滞和倒退。

（五）能源战略、目标与相关政策

在核能、火电和可再生能源三者之间保持平衡。日本政府定期发布《战略能源规划》（简称SEP），且每三至四年更新一次。

2025年2月，日本政府出台的SEP（第七版）中预测，到2040年前，日本电力需求年增长1%～2%，其中核电发电量将稳定保持在20%左右；尽管份额大幅减少，火电仍然在发电组合中居有重要的地位，占比降低至30%~40%。

作为可再生能源中的支柱，光伏发电将增长到2040年的22%～29%，海上风电将作为重要的补充。可再生能源发电占比将达到40%～50%。详见图8。

日本的能源目标是达到一个安全、稳定和清洁的能源组合。日本战略能源规划的三大要素，是能源安全、能源效率和清洁。

在火电方面，规模要降低但要保持必要的基荷和灵活性。气电是清洁热电的支持，煤电要加速退役，油电作为应急备用。在核电方面，从危机中复苏并作为稳定、经济和清洁的长期基荷之锚。在役机组逐渐重启并进行延寿。新建机组虽然存在一定的不确定性但已经回到政策框架之内。

可再生能源的主要作用在于减碳化并囿于资源和土地的瓶颈限制。光伏发电由分布式主导但受到空间和规模的限定，海上风电前景可期但是近期仍然存在障碍，水电稳定但发展受阻。生物质补助退坡将影响其经济性,地热风险较高限制了规模化发展。

（六）能源投资

2024年，日本能源转型投资（包括可再生能源、氢能、CCS、核能、储能、电气化交通和电网等）达到285亿美元，同比下降3%。其中，仅有电网和电加热两个细分领域有所增长。详见图9。

年度可再生能源投资下降到了73亿美元，为15年来的新低。这个投资只能与2011年的投资数值相比。当时因为引入上网电价机制，造成了2012—2014的投资高峰。海上风电下降13.7%，光伏领域亦下降明显。

另据彭博新能源推算，若想在2050年达到碳中和，日本政府需要在2025—2030年间，年均能源转型投资2010亿美元，为日本2024年度能源转型投资的7倍。

日本电力市场现状

（一）电力需求持续下降，清洁化转型进展缓慢

日本电力需求总体保持下降趋势。多年来，受制于经济增长放缓、人口下降、效率提升以及福岛核事故之后严格的节能措施，日本电力消费需求低迷。据统计，从2010年到2023年，日本电力需求持续下降，年均下降1.2%。详见图10。

以行业用电需求结构来看，其比例相对稳定。工业和商业保持在34%左右，居民用电需求比例约为28%。此外，日本各地区用电结构比例保持稳定。其中，东京地区用电需求占全国的三分之一左右，其次是中部和关西，各占16%左右，其余七个地区合计占三分之一左右。

热电厂持续增加。2023年，日本电力总装机中热电厂装机占比为50%。以LNG热电厂为主导，其装机容量约为78吉瓦，燃煤火电厂55吉瓦，油电为14吉瓦。过去十年，因为核电的减少，天然气发电厂和燃煤火电厂装机各增加了30%和20%。

燃煤火电厂正在复苏。燃煤火电厂正在老化，其中70%运营期限超过20年。福岛核事故之后，燃煤火电厂显著复苏，20%的煤电厂运营年限不超过10年。

光伏装机显著上升。2012年起，引入上网电价后，光伏装机得到显著上升，到2023年底已经达到73吉瓦。受限于日本地域特点，其光伏的主要发展为分布式光伏，占比约为80%。

核电装机稳步重启，发电量缓慢上升。2011年福岛核事故后，于2013年至2015年日本暂停了全国核电机组运行，做强制性安全检查和升级改造。日本核电厂装机容量从2007年的峰值50吉瓦下降到了2019年的33吉瓦。

2015年后，全国33座可运转核反应堆中，已经有14座核电机组陆续重启，总装机容量约为12.6GW，另有11座正在申请或筹备重启过程中。核电发电量也从2011年的峰值占比30%转变至2024年的约4.5%。目前，随着核电重启机组的持续增加，核电发电量正在缓慢上升。

可再生能源发电量显著上升。根据相关数据，随着光伏发电的扩展，日本热电发电量由2018年占比约80%下降到现在的70%，可再生能源发电量则从2010年的10%上升到了现在的23%。

除了光伏之外，在电价补贴政策的刺激之下以及与原有的热电机组的兼容性，生物质成为可再生能源中第二大发电电源。风电增长缓慢，随着老旧机组的退役，水电装机持续下降。

（二）日本电力市场化改革进展

日本经历了长达30年的电力市场改革，目前已经建立了一个相对成熟的电力市场。1995年，日本政府修订了电力商业法案，售电领域向私人投资者开放。2011年，日本福岛核事故之后，日本电力市场加快了打破地区由一个电力公司垄断的市场格局进程。

（三）电网结构

日本有10个区域电网，每个都是半自治的自动平衡区域，由地方电力公司所主导。每个区域电力公司都是集发电、输电和配电为一身的垂直一体化公司。

一方面，每个区域电力公司都维持着规划和运营的独立性并且倾向于优先自身的发电和合同。另一方面，跨区域的电力流动不被认为是区域电力公司的核心规划，而是用于平衡基本负荷或者套利。

日本电力市场展望

经济将保持低速增长但基础非常脆弱。根据标普全球的相关预测，日本经济增长前景虽然比较乐观，但基础比较脆弱。至2050年前，日本经济年平均增速将维持在0.4%～0.8%这个区间。

从中期来看，日本经济增长面临着结构性矛盾，如劳动力短缺、人口老龄化加剧和生产效率增长缓慢等。从长期来看，日本经济增长将取决于日本重塑经济增长驱动力的能力。

关键机遇在于绿色动能、数字创新、全球供应链重塑和与亚洲其他经济体更深度的融合。

电力需求低增长。根据标普全球的相关预测，从2025年到2050年，日本年均电力需求增速维持在0.3%左右。数据中心电力需求的增长将会被其他行业的下降所抵销。

根据标普的相关预测，即使到了2050年，火电在装机结构中的占比仍然会达到24%，在发电量结构中占比为35%。

火电仍然处于重要地位。燃油电厂和燃煤电厂将加速退出，但气电将持续增加来替代退役的燃煤电厂和满足所增加的电力需求。火电厂掺烧生物质、液氨（氢）等方式将会有所增加，但受限于可获得的财政补贴及其经济性。

值得重点关注的是，虽然日本提出了2050年的碳中和目标，但是日本并没有提出在2050年之前限制退出煤电的目标。作为日本第二大电力来源，日本并不轻言放弃煤电。

即使是燃煤火电厂掺烧液氨、液氢或生物质的目标也从日本战略能源规划第六版中的1%调整到第七版的不再设定相关目标，仅仅作为一种通过降低成本或者政府补贴的脱碳选项。

光伏、风电装机容量略有增加。据标普全球预测，到2050年日本光伏装机容量将至158吉瓦，其发电量将增加至23%。海上风电装机容量将增加至30吉瓦，但远不及预期。

核电厂重启难新建更难。为了满足电力需求，日本政府将延长原有核电机组的寿命，预计其服役期可长达60年。受福岛核事故影响，因核电机组停运后化石燃料进口量激增，导致终端电价大幅上涨。尽管如此，日本民众仍然强烈反对停运的核电机组重启。

电池储能是日本电力市场中主要的储能方式。根据日本资源禀赋的特点，抽水蓄能电站发展受限，电池储能将成为储能的主要方式。根据标普全球的预测，到2050年日本抽水蓄能新增规模较小，仍然仅是对现有27吉瓦抽水蓄能的改造，而电池储能的容量将达到43吉瓦。

日本碳中和目标前景研判

自然地理条件和可再生能源的双重制约。如前所述，日本多山，山地面积占比约73%，土地资源难以满足大规模开发集中式光伏，且本地社区也不支持此类项目。日本政府目前已经大力开发分布式光伏近二十余年，屋顶光伏开发接近饱和。

此外，日本光伏资源处于全球中等偏上水平，受季节影响较大。陆地风电除北海道之外，资源欠佳，海上风电成本较高，经济性较差。综上，日本可再生资源无单一优势品种，并且风电、光伏、水电、生物质和地热等可再生能源主要品种均面临开发瓶颈，难以形成规模化优势。

反观中国，地域辽阔，西北地区有广阔的沙漠，具备集中式光伏大规模开发的优势。“三北”地区风资源较好，均可大规模开发，经济性佳。因此，基于两国自身的自然地理条件和可再生资源禀赋，碳中和路径不可简单类比。

可再生能源开发存在技术与经济瓶颈。日本可再生能源开发虽有政策支持，但技术和经济层面的问题显著。光伏方面，分布式开发占比超80%，集中式项目选址困难，且光伏电池、组件的高效转化技术虽有积累，但规模化应用成本仍居高不下。

日本光伏组件约90%依赖进口，国产化率较低；海上风电以浮体式为核心方向，虽然日本政府提供了绿色创新基金支持技术研发，但浮体基础、抗台风机组等核心技术尚未完全成熟，项目建设成本远高于陆上风电和传统火电，经济效益不佳，难以吸引社会资本大规模投入。

此外，生物质发电受到财政补助退坡的影响，经济性大幅下降，装机和发电量持续萎缩，难以成为可再生能源的有效补充。

核电重启与发展面临着民众的压力。核电在日本的战略能源规划中是三个主要支柱中重要的一极。虽然日本是个核电强国，在传统的二代核电技术上没有任何障碍，大力开发核电可以满足低碳经济的要求，然而日本民众因福岛核事故产生的社会心理阴影，需要二三代人的长期努力才会逐步走出。

此外，日本如果在四代核电技术上有实质性突破，也可以破解这个瓶颈，但日本在四代技术研发上似乎有些滞后。

火电的压舱石作用在2050年内难以完全替代。日本发电结构中化石燃料发电仍占比约65%，煤电虽装机和发电量缓慢下降，但仍是第二大电力来源，且政府未明确2050年前的煤电退出目标。

福岛核事故后，核电装机大幅下降，虽逐步重启但进程缓慢，火电成为电力供应的“压舱石”，天然气、煤炭发电装机过去十年分别增长了30%和20%，形成了对化石能源发电的深度路径依赖。

此外，日本可再生能源发电量占比虽提升至26%，但光伏、风电等可再生能源受资源条件限制且不能稳定、可靠供电，叠加长时储能、氢能成本居高不下，经济性差，难以成为清洁能源转型中的主力支撑电源。

日本第七版战略能源规划并未将碳中和列为首要目标。日本的战略能源规划中的三极依次为能源安全、能源效率与绿色低碳。这似乎也可以理解为在“能源不可能三角”中，日本政府的能源战略是将能源安全列在首位，其次为经济性，最后才是绿色。与中国相比，其能源政策并没有将低碳绿色放在经济性之前。

缺乏全国统一的大电网且市场化改革不足。日本拥有10个半自治的区域电网，由地方电力公司垂直垄断运营，区域间电网互联性差，跨区域电力流动仅用于基础负荷平衡或套利，缺乏全国统一的电网调度体系。

此外，受制于有限的长距离输电网络导致可再生能源电力的跨区消纳能力受限。例如，北部北海道的风电、南部的光伏电力难以跨区域调配，弃光、弃风问题较为严重。

同时，尽管日本经历了30年电力市场化改革，打破了部分领域的垄断，但售电、输电领域的竞争仍不充分，社会资本进入可再生能源领域的门槛较高，电网建设的投入不足，难以匹配可再生能源规模化发展的需求。

经济与人口的结构性矛盾，制约着清洁能源转型投入。日本经济长期处于低速增长状态，标普全球预测2050年前年平均增速仅0.4%～0.8%，且面临着劳动力短缺、人口老龄化加剧、生产效率增长缓慢等结构性矛盾，经济发展的脆弱性导致政府和企业对碳中和转型的资金投入能力受限。

碳中和转型需要巨额的资本投入，涵盖可再生能源项目建设、核心技术研发、电网改造、储能设施布局等多个方面。而日本经济的低增长现状，使得政府财政补贴能力有限，企业也因盈利预期不佳而不愿加大绿色投资力度，资金缺口成为转型的重要障碍。此外，人口下降导致电力需求长期低迷，在一定程度上降低了企业开发可再生能源项目的积极性。

大型发电企业并无意愿建设新能源项目。据统计，在日本总装机容量中，大型发电企业占比约75%，但大型发电企业优先选择建设火电厂或者核电站，而不是可再生能源项目，可再生能源装机占比仅为0～2%。此外，大型发电企业的非化石能源证书购买率偏低，非化石能源证书非常有限。

笔者通过电量平衡计算，其前提条件为：第一，从用电量方面考虑，2050年前，日本用电量年均增速为0.3%。第二，各类装机规模预测：2050年日本煤电仍然保留20吉瓦的规模，光伏装机规模158吉瓦，风电装机约20吉瓦，气电规模保持不变，核电重启机组规模约20吉瓦，各类装机取近三年平均利用小时。

结论：2050年日本全国发电量存在较大缺口，难以维持电量平衡。如果想按期实现碳中和，基于目前各类碳中和技术的先进性与经济性，解决方法主要为调增光伏装机目标或扩大核电机组重启规模（或新建核电机组）。

大致结果为：日本2050年光伏装机目标至少应该为260吉瓦或将退役的老旧核电重启规模目标调整为34吉瓦。但从2011年日本福岛核事故之后，停运近40年之久的核电机组就算这近40年来维护保养一切正常，可以重新启动，但设计周期多为60年的日本二代核电技术的核电机组（压水堆）还能正常运营多少年，目前不得而知（也许再过二三代人，日本人已经走出核事故的阴影，全民支持新建核电才是解决电力短缺的根本途径）。

以上均为粗略估算，如果预测基础条件发生变化，预测结果将不再准确。另据美国能源经济与金融分析研究所（IEEFA）测算，日本要实现2030年太阳能发电占比14%～16%的目标，需要保持年均4.2%～6.1%的装机增速，共需新增250吉瓦～380吉瓦装机。如果要在2050年实现碳中和，光伏装机规模则需要达到4亿千瓦。上述测算可作为一种参考。

综上，根据日本的土地、可再生资源状况，风电和光伏这两类在中国得到大力发展的主力可再生能源种类，在日本缺少快速和高质量发展的基础和支撑。

此外，如果没有电价补贴，火电厂掺烧生物质或氢、氨等将面临着较大的经济性压力。按照日本政府的理想规划，核电是低碳化经济性强的最佳电源。然而，福岛核事故带来的创伤让日本的二至三代人都走不出核事故的阴影。如按照目前的规划和相关政策，日本的碳中和目标很有可能难以如期实现。

日本新政府将会延续其清洁能源转型战略。自民党在竞选中承诺到2050年实现碳中和。随着日本首相高市早苗在胜利后的新闻发布会上重申兑现竞选承诺的意图，预计日本政府会维持能源和气候变化的基本政策方向。

从她对经济安全和韧性的强烈关注来看，气候变化政策的相对优先级会更加强调能源安全和经济性。一方面，日本政府将会加强大型太阳能项目的监管。另一方面，日本政府会加大核能推广力度。

此外，日本首相对核聚变技术具有浓厚兴趣，并将其钙钛矿光伏视为替代传统太阳能板的最具前景的方案。因传统的太阳能板多从中国进口。日本新一届政府将继续支持能源转型，但将更加重视提升能源安全以及为日本经济做出贡献。

相关启示

日本作为化石能源匮乏和可再生资源禀赋条件较差的高收入经济体，提出2050年碳中和目标，既是顺应全球低碳发展趋势的必然选择，也是解决自身能源安全、环境问题的内在需求。

但受限于自然地理条件、可再生资源禀赋、可再生能源产业链国产化率、传统能源发展路径、核电发展民意阻力、光伏风电技术经济性瓶颈，以目前能源规划、政策执行的力度，如果将风、光、水、生物质等可再生能源作为清洁能源转型的主力电源，则难以如期实现碳中和目标；但如果以核电、火电作为重要支撑，将目前现有核电机组全部重启，将有争议的核电视为绿电，则可能如期实现碳中和。

日本碳中和转型过程中面临的挑战，对于相同边界条件的国家具有重要的借鉴意义。世界各国碳中和转型必须立足本国自然资源禀赋；摆脱传统能源结构路径依赖需要制定明确且坚定的退出机制；核电发展需兼顾安全与民意；强化技术创新与政策支持的协同，降低可再生能源开发成本；建立全国统一的电力市场，深化电力市场化改革；注重短期目标与长期规划的协同。

日本碳中和转型案例，为世界各国低碳发展路径提供了有益的参考和重要的借鉴。碳中和转型并非单一的能源问题，而是涉及经济、社会、技术、政策等多领域的系统性变革，应立足本国自然资源禀赋，制定经济可行的路线图，加大技术创新投入、强化政策执行力度，同时兼顾民意、安全与经济发展的平衡，以全社会总成本最小化方式实现碳中和。

对于世界各国而言，清洁能源转型没有固定的模式，更无法照抄邻国的作业。唯有结合自身实际，因地制宜制定差异化的发展策略，强化核心技术研发，完善电网体系和市场化改革，才能破解能源结构路径依赖，稳步推进低碳转型，如期实现碳中和目标。