在“双碳”政策推动下，中国能源转型与减碳进程进一步提速。2021年-2023年，中国风能发电和太阳能光伏发电装机总和从6.34亿千瓦增加到10.5亿千瓦，两年增长65%；新能源汽车销售量从352.1万辆快速增加到949.5万辆，两年增长1.7倍；新型储能累计装机规模从400万千瓦增至3139万千瓦，两年增长6.8倍。截至2023年底，中国可再生能源（含水电和生物质）发电总装机达15.16亿千瓦，占全国发电总装机的51.9%；可再生能源发电量达到2.07万亿千瓦时，约占发电量的31.3%。

此外，中国电力部门碳减排也取得了明显成效。2022年，全国单位发电量二氧化碳排放约541克／千瓦时，比2005年降低了36.9%。

然而，我们在为上述成绩而欣慰的同时，不应忽视中国能源转型实践中逐渐显现的一些问题。这里仅举三例：

一是可再生能源规模快速增长面临的网络瓶颈制约日益凸显。比如，2021年为加快屋顶分布式光伏发展而实施的“整县推进”政策对推动分布式光伏发展效果明显。2022年全国新增分布式光伏发电并网装机容量51.11GW（吉瓦），占当年光伏发电并网装机容量的58.4%，与2020年新增分布式光伏占比相比增加了35个百分点。然而，该政策实施不到两年，全国很多地方就因电网冗余消耗殆尽而对分布式光伏并网亮起红灯。

二是一些应对“风光电”波动性和间歇性的政策措施面临“必要性”与“经济性”的两难困境。比如，2021年7月国家发展改革委和国家能源局发布的“鼓励”集中式风力发电和光伏发电站配建储能的政策，在实践中演变为20多个省份先后实施“强制配储”政策。各地“强制配储”政策一方面推动了中国新型储能短期出现爆发式增长，另一方面给配储的新能源发电企业带来了沉重的成本负担，且至今缺乏完善的储能成本补偿机制。不仅如此，在这些企业“两小时”配储成本还难以消化和承受时，一些地方在“风光电”规模快速增长的压力下，强制配储的要求开始从“两小时”扩大到“三小时”，甚至“四小时”。在这种情况下，配储成本不单单是“完善配储成本补偿机制”就能解决的了，可能需要先对这些成本的“合理性”进行评估。

三是高比例波动性可再生能源电力系统的高“系统成本”问题。随着电力系统中风光电占比的增加，未来电力系统需要的“系统灵活性”规模可能数倍于目前的电力系统，从而导致“系统成本”大幅上升。经济合作与发展组织（OECD）和国际核能协会（NEA）2019年发布的一份研究报告指出：当波动性可再生能源在电力系统渗透率为10%时，其所研究的案例系统成本为7美元/MWh（兆瓦时）；当渗透率提高到30%时，系统成本相当于10%时的2.5倍；当渗透率达到50%时，系统成本相当于10%渗透率的4.3倍。当然，由于不同电力系统的“灵活性”差异较大，波动性可再生能源相同渗透率下的电力系统成本也不相同，甚至差异很大。现有电力系统的技术灵活性和机制灵活性越强，现有机制对大量分布式、小规模灵活性资源的利用能力越强，利用效率越高，波动性可再生能源规模扩张导致的系统成本上升幅度越小。但无论如何，系统成本大幅上升趋势是能源转型不能回避的问题。我们需要认真思考：是否有减少系统成本持续增加的替代方案，以减少中国能源转型的代价。