引言
青海省拥有独特的地理位置和丰富的自然资源，是国家重点支持的清洁能源产业基地之一。本文旨在评价青海省在实现碳中和目标方面的进展情况，并探讨其在能源转型过程中的挑战与机遇。我们采用财新智库提出的“资源禀赋-政策目标-政策工具”的三元素分析框架，以全面评估青海省在自然资源利用、经济发展与环境保护之间的平衡与协调。
青海省地处青藏高原东北部，是中国重要的生态屏障和水源涵养区。地理上，青海拥有广袤的高原、连绵的山脉和众多的湖泊，这些自然特征不仅赋予了青海省独特的生态环境，也为其清洁能源的开发提供了丰富的资源基础。经济上，青海省正处于转型发展的关键时期，传统产业升级和新兴产业培育成为推动经济增长的重要动力。
青海省的能源结构特点显著，其能源资源主要以煤炭、水电、风能和太阳能为主。近年来，青海省积极响应国家能源结构调整和绿色低碳发展战略，大力发展清洁能源，尤其是风电和光伏发电，努力构建以清洁能源为主的能源供应体系。根据《青海省“十四五”能源发展规划》，到2025年，青海省将全面建成国家清洁能源示范省，为实现碳达峰和碳中和目标奠定坚实基础。
然而，青海省在推进能源结构转型和实现碳中和目标的过程中，也面临着一系列挑战。包括能源基础设施建设落后、本地消纳能力不足、能源外送渠道不畅等方面。本文将从青海省的地理、经济和能源结构特点出发，深入分析其碳中和目标的实现进度，并提出相应的建议和策略。
青海省资源与碳排放现状分析
青海省地处我国西北部，其能源结构的形成深受其独特的资源禀赋和经济发展水平的影响。一方面，青海省的清洁能源资源丰富，历史上清洁能源的装机能够较好的满足经济发展的需要，因此清洁能源装机及发电占比都全国领先；另一方面，由于青海经济发展水平较为落后，产业结构以重工业为主，导致其单位GDP的电耗和能耗都较高。
青海清洁能源资源丰富
作为青藏高原的一部分，青海省的高海拔、充足的日照时间和广阔的高原地带，使其太阳能资源极为丰富，年平均日照时间超过3000小时，是国内太阳能资源最丰富的地区之一，而广阔的高原和盆地也为风能的开发提供了理想的条件。此外，作为长江、黄河、澜沧江等大河的发源地，青海省拥有丰富的水资源，这使得水力发电在其能源结构中占据了重要位置。龙羊峡水电站等大型水电项目的建成，不仅满足了本省的电力需求，还向周边省份输送电力。
据统计，青海太阳能资源可开发量为35亿千瓦，位居全国第二，相当于134个三峡电站，综合开发条件居全国之首；风能资源开发条件良好，可开发量为7500万干瓦，居全国前十位；水能资源丰富，可开发量为2187万千瓦，居全国第五位。
从资源禀赋角度，青海省矿产资源丰富（特别是盐湖类）、品位普遍较高，56 种矿产的保有资源储量居全国前十位，25 种居全国前三位，11 种居全国首位（如：镁盐、钾盐、锂矿、锶矿），是国家能源资源安全重要接续基地。
总体而言，青海清洁能源丰富，可谓丰光富水好风，清洁能源开发建设条件优越，是国内罕有以清洁能源为主的多能互补能源基地；同时矿产资源丰富，也使得其经济较为依赖于高能耗的原材料及重工业。
青海碳排放构成与全国水平迥异
青海过去多年的碳排放在5000万吨附近徘徊。从2012年到2021年，青海省的二氧化碳排放经历了爬升、下降、再爬升三个阶段，2021年总体排放在5,638万吨左右。
由于能源及产业结构的差异，青海省的碳排放来源结构与全国平均水平有较大差异。根据CEADs的数据，2021年中国碳排放总量为104亿吨，其中电力行业排放53亿吨，占比超过50%，是中国最大的碳排放来源。而青海碳排放中电力行业的排放占比仅为32%，远低于全国平均水平。
进一步分析青海省的碳排放结构，2021年数据显示，第一产业、第二产业、第三产业以及城乡居民生活的占比分别为1%、77%、15%和7%，其中第二产业成为最大的排放来源部门。在第二产业内部，电力部门的排放占比为35%，而黑色金属、化学原料和化学制品、石油和天然气、非金属矿产行业分别以15%、9%、9%和7%的占比紧随其后。这些数据表明，青海省由于经济结构偏重于原材料和重工业，导致其碳排放高度集中在工业生产领域。这种以重工业为主导的产业结构，不仅对环境造成了较大压力，也为青海省实现碳中和目标带来了挑战。
囿于产业结构，青海GDP能耗仍处全国高位
2023年，青海省的GDP为3,799亿元，而全国GDP总量为1,260,582亿元，青海省的GDP占比为0.3%，在全国31个省份中排名倒数第二。2023年，青海省常住人口为594万人，人均可支配收入为28587元，仅为全国平均水平的七成。可见青海属于地广人稀，经济不发达地区。
根据CEADs的数据，2021年青海省碳排放为5,638万吨，占全国总量的0.54%。从用电角度，2023年，青海省用电量为1018亿千瓦时，全国用电量为92241亿千瓦时，青海省占全国总量的1.1%。
可以看到，青海用全国1.1%的电力，0.5%的碳排放，贡献了全国0.3%的GDP，排放强度明显较高。主要的原因是青海省主要产业结构还是以原材料和重工业为主，例如石油和天然气、有色金属及盐化工等都是该省的主要工业，重工业占青海工业总产值超过80%。
得益于丰富的矿产资源，青海省的产业结构中，工业尤其是重工业占比较高。而重工业所带来的高能耗和高电耗，直接导致青海省的单位GDP电耗位于全国最高水平。
尽管十三五期间，青海的单位GDP能耗下降了超过40%，是所有省份中下降比例最高的，但因为经济结构偏传统偏重工业，到2023年单位GDP电耗依然高企。2023年，全国单位GDP电耗的平均值为731.73千瓦时/万元，而青海达到2679.58千瓦时/万元，属于全国最高水平。
1+N体系解析：以省级政策为主，统筹全省碳中和进程
根据零碳录的数据，2021年以来，青海省共出台了26条双碳相关的政策。其中1+N体系以及跨领域行动的政策分别为6条和4条，可见青海注重双碳实践过程中的顶层设计。
此外，能源、交通、电力领域的政策分别为6条、4条和2条，青海省注重推动清洁能源的发展，如太阳能、风能等可再生能源的利用，以及提高能源效率和减少化石能源消耗的措施。
青海省的双碳政策主要在省一级制定和推动执行，地市一级没有出台相关政策，这可能与青海省地广人稀，经济主要集中在西宁等城市的省情有关，省政府直接在全省范围内制定政策和调动资源达成双碳目标。
领跑：建设国家清洁能源示范省，首提建成零碳电力系统
青海省清洁能源装机及发电占比均超八成，全国最领先
2018年青海省被国家批准创建国家清洁能源示范省，并纳入国家能源发展战略，青海省在全国清洁能源建设中处于领跑角色。
青海省的能源结构呈现出鲜明的绿色特征。2020年，青海省非化石能源占一次能源消费的比重为47.2%，在全国各省中排名第一，与国家提出的2030年非化石能源消费比重目标25%相比，青海省已经提前并大幅度超过了这一指标。
截至2023年，青海省电源总装机达到5497万千瓦，其中清洁能源装机占比高达93%，达到5108万千瓦。青海清洁能源装机占比92.8%，绿色电力发电量占比84.5%，均居全国首位。
近年来，青海省在水电发达的基础上，大力发展太阳能和风力发电。2014年水电占比68%，到2022年水电比例下降至47%，风电和太阳能发电量分别提升至21%和13%，青海省的能源转型成效显著。
在“十二五”至“十三五”的十年发展期间，青海省年均实现100万千瓦以上的光伏并网量，尤其在“十三五”期间，青海省新增电力装机容量全部为清洁能源，这在全国尚属首次。政策的支持与新能源成本的降低是青海省新能源装机迅速增加的关键因素。目前，青海省的风电与光伏装机成本已在上网侧基本实现与火电成本的竞争。
青海省已成为世界上光伏电站大规模并网最集中的地区之一。特别值得一提的是，海南州共和县拥有全球装机容量最大的光伏发电园区和装机规模最大的水光互补发电站，这片曾经的戈壁荒漠——塔拉滩光伏园，已经创下了两项吉尼斯世界记录。
除了能源供给结构的改变，青海更进一步尝试实现全清洁能源供电。青海省在2017年到2022年连续六年每年的丰水期（6-7月）开展了全清洁能源供电示范，供应时长从最初的7天不断增加，已实现最长35天的省域全清洁能源供电实践，不断刷新世界记录。虽然青海清洁电力装机比重高，但要在兼顾安全、可靠、成本可控的条件下，实现长时间连续性 全清洁电力，仍然需要额外的技术和市场手段来支撑，这些手段也为青海进一步延长全清洁电力供应时段提供了宝贵的经验。
全国率先提出建设零碳电力系统的目标
零碳电力系统是一种创新的能源模式，旨在通过一系列清洁能源技术和智能管理手段，实现电力生产和消费过程中温室气体排放的最小化。这一系统的核心在于利用风能、太阳能、水能等可再生能源进行高效发电，同时采用智能电网技术优化电力的分配和调度，确保能源供应的稳定性和效率。
在储能方面，零碳电力系统运用电池储能、抽水蓄能等技术来解决可再生能源的间歇性问题，平衡电网的供需波动。此外，需求侧管理也是零碳电力系统的重要组成部分，通过提升能效和实施负荷控制，进一步降低能源消耗，实现供需平衡。
青海省在全国率先提出建设零碳电力系统的目标，持续推进新能源资源开发。2021年7月，青海省人民政府与国家能源局联合发布的《青海打造国家清洁能源产业高地行动方案（2021-2030年）》（以下简称“2030高地方案”）中提出，“到2030年，国家清洁能源产业高地基本建成，零碳电力系统基本建成”，并且要“打造国家级光伏发电和风电基地”，“形成以海南州、海西州千万千瓦级新能源基地为依托，辐射海北州、海南州的新能源开发格局”。
在电力供应侧，青海省正通过一系列战略举措，提升其电力供应系统的稳定性和灵活性。在《青海省“十四五”能源发展规划》的指导下，青海省特别强调了抽水蓄能电站的重要性，将其作为电力系统中长周期储能调节的关键资源，已规划了总装机容量达13GW的在建或待建抽水蓄能电站项目，这些项目将显著增强电力系统的调节能力。同时，为了进一步增强电网的电源支撑能力，保障电力供应的安全性，青海省还启动了新的煤电项目审批和建设，并在“2030高地方案”中提出了合理布局燃气电站的策略，以发挥其深度调峰和快速启停的优势。
在电力需求侧，青海省的“2030高地方案”提出了提升需求侧响应水平的目标。考虑到青海省本地用电负荷以工业负荷为主，2022年工业用电量占全社会用电量的比例高达88%，工业负荷自然成为需求侧响应的关键。青海省计划通过推进必要的设备改造、工艺调整和生产排期优化，深挖工业负荷的灵活性潜力。这些措施不仅有助于提升清洁能源的本地消纳能力，还能增强电力系统的整体灵活性。
目标2025年成为电力外送为主省份
《青海省能源领域碳达峰实施方案》提出，到2025年，国家清洁能源产业高地初具规模，清洁能源装机容量达到8400万千瓦以上，清洁能源装机占比91%左右，清洁电力外送量超过512亿千瓦时。打造以非化石能源为主的“多极支撑、多能互补”能源生产体系，建立安全高效的能源保障体系，探索构建新型电力系统。
根据青海省“十四五”能源规划，2020-2025年间，青海省的电源总装机、发电量都分别规划了翻倍以上的增长，年均增速分别为18.2%和15.9%，显示青海省对于十四五期间的能源生产和需求都有较高的预期。
2020年，青海省的清洁能源装机3637万千瓦，到2025年，预计清洁能源装机增长约2.5倍至超过8900万千瓦，清洁能源装机占比达到96%。
从能源消费端，青海省预期2025年发电量达到1798亿千瓦时，比2020年增加940亿千瓦时，这部分的增量主要是由外送电量贡献。2020-2025年，青海省预计全社会用电量用742亿千瓦时增加138亿千瓦时至880亿千瓦时，电力外送量却从273亿千瓦时预期增长3.3倍到920亿千瓦时，电力外送量一跃超过省内用电量，成为以外送电力为主的省份。
困境：电力大进大出，折射出新能源发展不平衡之痛
电力低价出高价进，考验青海省新能源进一步推广决心
不断提高的新能源渗透率使得青海省面临更加强烈的灵活性资源需求，青海省正在积极推进跨区电力外送通道的建设，以打造国家清洁能源产业高地，支持清洁能源的发展和服务全国碳达峰、碳中和目标。
2023年，青海省的外送电量覆盖了全国14个省（自治区、直辖市），其中包括北京、上海、浙江、江苏、山东、湖北、安徽等省市。在绿电外送中，青海首条特高压通道—±800千伏青海—河南特高压直流输电工程发挥了主动脉作用。
在青海大力发展电力外送的背后，存在一些隐忧，主要体现在以下几个方面：
首先是短周期的供需矛盾。新能源发电集中在白天，而晚上则缺电严重，因此青海省的电网每天中午集中外送，晚上可能需要外购电力以维持供给。
其次是中周期的季节性波动。水电具有明显的季节性，而风电和光伏发电也具有季节性、间歇性和波动性。冬季枯水期可能导致供电不足，因为此时水电出力受限。需求端也有明显的中周期季节性波动：在夏季高温时，空调负荷增加，而在冬季寒潮来临时，采暖负荷增加，这进一步加剧了电力供需的不平衡。
第三是特高压输电线路的消纳问题。尽管青海—河南±800千伏特高压直流工程已经建成并投运，但河南近年来也在大力发展分布式光伏，已是全国分布式光伏装机规模第二大的省份。中午时段，部分河南的分布式光伏也要限电。河南的消纳能力不足，导致无法完全利用从青海输送过来的电力。这种情况下，电力往往被弃置或市场化电价很低。
最后是外购电力的成本问题。为了缓解电力不足，青海省不得不从甘肃、陕西、新疆等周边省份高价购买煤电。加上远距离输电费用，外购电价往往比省内电价高出一倍。这不仅增加了成本，还可能影响到整体能源结构的优化和绿色低碳发展。
上述的矛盾体现在青海省的电力系统存在高比例的大进大出上。2023年，青海全社会发电量为1008亿千瓦时，外送电量178亿千瓦时，用电量1018亿千瓦时，意味着外购电量为188亿千瓦时，外送电量和外购电量占发电量的比重都接近20%。
这一电力结构正考验着青海省的新能源建设决心。一方面，靠“西电东送”消纳过剩的电力产能卖不出好价格和足够的量，另一方面，又不得不从周边省份花高价购买煤电。外送的电价越来越低，回购的电价却不断升高。价格倒挂即损失了发电企业的利润，又使得电力用户成本不断上升。
青海只是西北风光基地困局的缩影
青海省的境遇，恰如中国西北地区风光发电基地所面临的困境的一个缩影。西北地区，包括陕西、甘肃、青海、新疆、宁夏和内蒙古，是我国风光发电的重镇。截至2023年底，西北电网的新能源装机容量已超过2亿千瓦，占总装机容量的半壁江山。然而，这一地区的风力和太阳能发电的效率并不理想，主要受限于电网接入能力不足、输电通道拥堵和系统灵活性不足等问题。
据《中国可再生能源发展报告2022》显示，2022年青海、新疆、蒙西地区的弃风率分别为7.3%、4.6%和7.1%。整个西北地区的新能源项目似乎在迅速扩张，却缺乏有效的统一指挥和调度。国家审计署在《2023年度中央预算执行和其他财政收支的审计工作报告》中特别指出了风光大基地项目在新能源开发利用方面缺乏统筹规划的问题。审计结果揭示，西北五省部分地区在推进新能源项目时，未能充分评估自身的消纳能力、外送能力和配套保障能力。此外，50个"沙戈荒"大型风电光伏基地项目中，有401个子项目规模未达标，这无疑增加了电网建设和并网的复杂性。原定于2022年底并网的第一批风、光大基地，以及计划于2023年底并网的第二批，均未能如期完成，配套外送通道建设的滞后是主要原因之一。（风电项目数据可参见：https://yun.ccxe.com.cn/data/fd ）
特高压作为风光大基地外送的关键通道，尽管电网企业已全力以赴推进建设，但建设进度仍显滞后。截至2023年底，国网已累计建成35项特高压工程，包括19项交流和16项直流工程。2023年全年投产了6项特高压工程，预计2024年将有另外6项工程建成投运。风光基地的建设周期通常在6个月到1年，而特高压工程则需要三五年才能完成，供给的快速增长导致特高压线路供不应求。
然而，特高压在新能源大规模接入电网后，又开始显现出承载能力的不足。理论上，一条特高压直流输电线路可以输送约1200万千瓦的新能源电力，但实际输送能力往往低于预期。国家能源局的数据显示，2022年西北地区特高压的可再生能源占比远低于"十四五"规划中提出的不低于50%的要求。原因一方面是新能源的随机性、间歇性和波动性，另一方面是常规支撑电源的配套不足。
以青海为例，2023年该省拥有约2000万千瓦的光伏发电能力和近1000万千瓦的风电发电能力。青豫直流设计年送电能力为400亿度，但2023年全年的实际送电量远未达到设计能力的四分之一。新能源发电量大时，河南受端的用电需求可能并不高；而在受端用电高峰时，青海的新能源又可能无法提供足够的电力。这种供需错配导致绿电在过剩时被弃用，在短缺时仍需依赖备用火电，使得特高压无法实现其输送绿电的理论峰值。此外，青豫直流的近区高比例新能源缺乏火电、水电等常规电源的支持，无法提供足够的惯量以支撑电网的稳定运行，导致特高压输送绿电的效果并不理想。
因此，尽管西北地区拥有巨大的风光发电潜力，但电网接入、输电通道和系统灵活性的不足都限制了这些资源的有效利用。此外，新能源的随机性和间歇性，以及常规支撑电源配套的不足，进一步加剧了电网的供需错配问题。因此，为了实现新能源的可持续发展和高效利用，需要加强电网基础设施建设，提高系统灵活性，优化新能源项目的规划和调度，并加强跨区域能源合作。更长远看，更需要提升区域内部的电力应用需求，灵活匹配新能源发电所适应的产业及配套，做大做强自身能源需求。
破局：主动调整产业结构，大力发展新质生产力
快速建立健全光伏全产业链制造能力
青海省正逐步从光伏应用大省转型为光伏生产强省，致力于构建“工业硅-多晶硅-单晶硅-切片-太阳能电池-电池组件-光伏应用”的完整的光伏产业链，涵盖从工业硅到光伏应用的各个环节。该省推动"源网荷储"一体化发展，以太阳能产业为基础，打造综合性能源应用体系，旨在提升产业效率，促进能源结构的绿色转型。面对风光水电的波动性，青海省积极探索成本效益高的储能技术，如蓄水、制氢、电池等，以解决能源消纳问题，确保光伏产业的可持续发展。
截至2023年底，青海拥有14.5万吨多晶硅、102GW单晶硅、5.6GW切片、5.7GW光伏电池、5.9GW光伏组件等产能规模，形成了完整的产业链。青海共吸引了40余家新能源企业来青发展，全国排名前10的光伏制造企业有5家在青落户，成功引入天合光能、亚洲硅业、高景太阳能、阿特斯、丽豪半导体、晶科能源等一批头部企业，光伏行业占比持续扩大，形成光伏制造新能源产业集群。（光伏项目投资数据可参见：https://yun.ccxe.com.cn/data/guangfu ）
在形成光伏全产业链的过程中，青海省实现了非常规的速度，体现青海省的积极态度。例如，在2023年8月，天合光能青海大基地年产5GW N型i-TOPCon高效太阳能电池下线暨拉晶、切片、电池、组件全面贯通，该全产业链项目自2022年7月开工建设以来，仅历时一年，全产业链投运，累计完成投资过百亿。该项目投产也标志着青海省实现了光伏全产业链零的突破。又如，高景太阳能科技有限公司在西宁经济技术开发区南川工业园区投资建设的一期15GW项目，仅用93天就完成了点火试产，体现了快速发展的“高景速度”。
更重要的是，青海也在不断推动光伏制造核心技术的突破和生产工艺的优化，提升本地企业在光伏设备及元器件制造行业的竞争力。据研究，光电转换效率每提升1%，发电成本可降低5%-7%。从长远来看，能源结构的全面替换有赖于进一步提升光电转化效率，增强光伏能源的市场竞争力。青海在应用和研发上都逐渐发力，力图进一步提升光伏发电的竞争力。例如钙钛矿电池因其高效率和潜在的低成本优势而备受瞩目，中国华能集团有限公司青海分公司在共和塔拉滩的兆瓦级钙钛矿光伏电站，就采用了创新的钙钛矿电池组件，该项目是全球最大商用尺寸兆瓦级钙钛矿组件光伏示范项目，代表了光伏技术的新突破；此外，通过新型的电池结构设计，黄河公司西宁分公司自主研发的n型TBC高效电池组件效率最高可达24%以上。
此外，为了支持光伏产业的健康发展，青海省政府出台了多项政策文件，鼓励分布式光伏和风电等主体与周边用户直接交易，并探索统一规划、分散布局、农企合作、利益共享的可再生能源项目投资经营模式。这些政策措施为光伏产业提供了良好的发展环境。
青海通过构建完整的光伏产业链、吸引龙头企业入驻、推动科技创新和政策支持等多种措施，成功地发展了光伏全产业链，成为全国重要的光伏制造业基地和光伏发电基地。
做大做强储能产业，降低新能源发电波动影响
青海省正积极拓展其储能产业，以应对新能源发电的波动性和不连续性。通过储能系统的部署，可以有效地存储过剩的风能和太阳能，以备高峰时段或无风无光时使用，减少能源浪费。青海省政府对此给予了高度重视，通过政策扶持和资金投入，推动储能技术的创新和应用，以期实现能源结构的优化和可持续发展目标。
青海省发改委表示，按照“十四五”新能源装机超过6000万千瓦，利用率保持在90%以上合理水平的要求，对全省新型储能进行规划布局，源、网、荷侧将分别建设100万千瓦、560万千瓦、10万千瓦的新型储能，2025年新型储能装机规模将达到670万千瓦以上，有效提高新能源利用率。这些储能设施将包括电化学储能、抽水蓄能以及压缩空气储能等多种形式，以满足不同周期的电力调节需求。
青海省已探明盐湖锂资源保有量达1400万吨，约占世界卤水锂资源储量的1/3，占全国保有储量的81%，锂资源及锂电池产能居全国前列，具备储能规模化发展的市场需求和资源优势。依托丰富的锂资源，青海积极发展锂离子电池等电化学储能技术，并在海南州和海西州建设清洁能源基地。2023年，青海省碳酸锂产量占全国比重已经达到接近24%，成为国内最主要的碳酸锂生产基地之一。青海省发布的《关于促进青海省锂电产业可持续健康发展的指导意见》，明确到2025年，全省碳酸锂生产规模将达到17万吨/年，锂电池电芯产能将达到60Gwh/年，并将完善标准体系，加大适应新能源电站应用的锂硫电池、金属空气电池、固态电池等新体系电池及燃料电池的研发。
青海盐湖集团作为国内锂资源开发龙头企业，一直致力于探索盐湖提锂技术。青海盐湖所开展了基于盐湖锂盐的锂离子电池材料合成与改性技术研究与产业化示范，并针对废旧锂电池资源化回收过程，开发应用了清洁高效回收技术，取得了多项创新成果，其技术总体上达到国际先进水平。此外，青海盐湖所正在积极布局固态离子电池以及新型电化学储能技术的开发，以支撑新能源产业的健康发展。
青海省通过组织科研攻关，开发了高能量密度高镍三元材料、高孔隙率超薄隔膜等关键技术，优化了制备工艺，提升了正极材料和锂电池隔膜的性能。青海省已经拥有合格的电池级碳酸锂产品，并且在新型锂电池正极材料、负极材料、电解液、隔膜材料等方面也进行了开发与完善。
总体而言，青海省已初步构建起从盐湖资源—碳酸锂—正/负极材料—锂电池组件—储能、动力电池及配套设备等较为完整的全产业链。
因地制宜，发展绿氢化工产业
据《中国氢能产业发展报告2022》，可再生能源电价是绿氢成本的重要组成部分，约占总成本的60—70%。而青海得天独厚的可再生能源和电价优势，为构建“可再生能源—绿氢”产业链提供了先决条件。
青海省可充分利用其丰富的盐湖资源和低成本新能源的优势，推动氢能产业发展，具体措施包括实施绿氢生产利用技术提升工程，研究可再生能源电解水制氢的关键核心技术，以及在海西州、海东市和西宁市开展绿氢化工应用示范项目，如格尔木可再生能源制氢耦合热熔盐项目和新能源电站弃电制氢用氢示范项目。这些举措不仅促进了绿氢化工与盐湖化工的耦合发展，还为尿素、复合肥、纯碱等绿色原料提供了支持。
2022年，青海省连续发了《青海省促进氢能产业发展的若干政策措施》、《青海省氢能产业发展三年行动方案（2022-2025年）》和《青海省氢能产业发展中长期规划（2022-2035年）》三个关于氢能发展的政策性文件，可见青海省期待从短中长期大力培育氢能产业。
2023年11月，青海省发改委发布了《青海省绿氢化工产业发展规划（2023—2030年）》。这是我国首个省级绿氢化工发展规划，明确了青海省在绿氢生产能力、示范项目、引进或培育企业数量和全产业链产值等方面的阶段性目标。规划指出，至2025年，绿氢生产能力将达4万吨，建设不少于2个绿氢化工示范项目，绿氢全产业链产值达到20亿元。至2030年，绿氢生产能力将增至30万吨，氢能汽车规模超过1000辆，绿氢全产业链产值达到160亿元。至2035年，绿氢生产能力将达100万吨，实现绿氢在工业、交通、能源等领域的广泛应用，绿氢全产业链产值达到500亿元。
在重大项目方面，2023年9月28日，华电集团在青海德令哈的PEM电解水制氢示范工程项目取得重大突破。该项目采用光伏发电+弃电制氢模式，通过光氢储一体化技术路线，利用青海省丰富的太阳能资源直接电解水制氢，年制氢能力达到153吨。这一项目不仅实现了制氢技术的重大突破，更打破了国外在高容量、大参数PEM电解水制氢领域的行业垄断，标志着华电集团成功实现了完全国产化、全国单堆最大的首台套质子交换膜制氢装置的首运，解决了关键核心材料及装备的国产化难题，具有重大科技与产业示范意义。这一创新技术路线不仅可以降低制氢成本，还可以有效推动氢能产业链延长、价值链提升，实现绿电、绿氢消纳。
抢滩"东数西算"，打造数据中心集群
国家《深入实施“东数西算”工程 加快构建全国一体化算力网的实施意见》提出，到2025年底，综合算力基础设施体系初步成型，算力电力双向协同机制初步形成，国家枢纽节点新建数据中心绿电占比超过80%。青海作为重要的清洁能源基地，具有得天独厚的优势，能够在这一国家战略中发挥关键作用。
首先，青海高海拔、高纬度，气候冷凉、干燥，极利于算力机房的散热。在青海，对于8kW、12kW这样的机柜，完全可以在自然通风的情况下正常工作，据介绍，中国电信（国家）数字青海绿色大数据中心PUE值（总的电力消耗与用于算力的电力消耗之比）可以做到1.13以下。
由于风电、光伏是由自然决定的，是不稳定电源，需要稳定的电源进行调峰平谷，青海以原有水力发电优势，全力做好水光互补。目前，青海已经在海南藏族自治州龙羊峡与塔拉滩实现了这一尝试，这样风电、光电也就成了优质的可用电源。再加上抽水蓄能、聚热能、化学储能、空气储能等新手段，可以为算力中心提供完全的无碳排放清洁能源。
2022年9月，青海省发布《青海省加快融入“东数西算”国家布局工作方案》（下称“方案》”），同年12月，再发布《绿色零碳算力网络建设行动计划（2023-2025年）》，为2025年前的算力发展提出了具体量化的指标：
——算力：到2025 年，大数据中心机架规模超过10万架。全省数据中心算力供给呈现以超算算力与智算算力等高性能算力为主的多元算力协同体系，总算力超过2. 06EFLOPS，高性能算力占比达到 26%，新增算力国产化达到90%；数据中心绿色节能水平全国领先，新建数据中心PUE（能源使用效率）严格控制在1.2以下
——存力：到2025 年，数据中心核心数据灾备存储达"到100%，先进存储占比达到12%以上。
——运力：到2025 年，初步建成算力高速互联、企业高效入算的运力网络，重点场所算力网络（OTN）通达率达到50%，算力全光调度（OXC）节点占比达到60%，城市内企业入算及数据中心互联单向时延小于1毫秒，西宁-海东经济圈内跨地市数据中心互联单向网络时延小于1毫秒，西宁枢纽节点与六自治州算力节点之间的时延小于5毫秒。
——应用：到 2025 年，新型数据中心示范作用增强，算力网络服务水平进一步提升，打造 15 个以上算力网络行业应用。
《方案》不仅给出了具体的量化发展目标，而且对于发展导向、制约因素以及相应的应对措施均做了部署：
发展导向上，综合青海的经济和技术发展现状，明确以后台加工、离线分析、存储备份等非实时算力为发展方向，聚力打造“双核”发展布局(依托西宁市南川工业园区和海东市零碳产业园，布局西宁-海东算力资源调度核心；依托海南州大数据产业园，布局海南州存储资源调度核心)，形成绿色、低碳、可溯源、可认证100%清洁能源数据中心集群。同时，人工智能，特别是大模型训练，对网络的延迟是宽容的，除了人工智能之外，所有不需要直接操作数据库的计算，都可以转移到西部地区的算力中心，支持数据中心由存储型向计算型转变。
关于制约因素方面，青海有清楚的认知，并且提出了应对措施。《方案》提到，制约青海大数据中心发展主要是电价、网络、算力枢纽节点以及人才支撑等关键因素。电价方面，“我省数据中心平均电价0.387元/千瓦时，与内蒙、宁夏、甘肃等周边节点省份相比不具优势”。为此，《方案》一方面通过低价电量平衡，统筹使用尖峰电价收入，另一方面出台鼓励电源侧储能、辅助服务扶持政策，适当限定发电侧市场交易价格等方式，保持电价的优势和可持续性。例如在电价方面，《方案》初定2025年底前按0.26元/千瓦时电价执行，自2026年起，建立激励机制，电价水平与大数据中心上架率、绿电使用率、PUE值等指标挂钩，在0.26-0.30元/千瓦时区间上下浮动。
网络环境方面，青海在我国西部是具有明显优势。2023年12月16日，西宁国家级互联网骨干直联点在西宁正式开通运行，这标志着青海正式跻身全国互联网顶层架构节点行列。直联点已开通总带宽1200G，省内本地网间时延由35.39ms降至2ms，降幅达94%，省间流量疏导减少了约1800公里绕转距离，西北四省至青海时延降幅达50%，承载网间互通峰值流速达230Gbps，峰值带宽利用率仅为19.2%，数据承载空间巨大。
2023年，青海省在全国率先发布绿色算力5项地方标准，已建在建数据中心超过4.3万标准机架，全国首个100%清洁能源可溯源绿色大数据中心“中国电信(国家)数字青海绿色大数据中心”建成投运。数字经济规模超过1100亿元，占GDP比重28.74%；数字经济核心产业增加值超过200亿元，同比增长20%。
综上所述，“东数西算”工程将使得青海省在全国一体化算力网络建设中发挥更加重要的作用，推动青海省成为绿色、高效、创新的数字经济发展高地。
结语
在面对实现碳中和这一宏伟目标的征途上，青海省以其独特的地理优势和丰富的自然资源，担负起了探索绿色低碳发展的先锋角色。通过本文的全面分析，我们可以看到青海省以1+N政策体系为引领，通过一系列创新性的政策工具和实践，不断优化能源结构，推动经济社会发展与生态环境保护的协调统一。青海省清晰地认识到了在电力外送、能源基础设施建设、供需平衡等方面存在的挑战，在清洁能源开发、产业结构调整、储能技术研发以及绿氢化工产业推进等方面所取得的积极进展，此外在“东数西算”战略的推动下，青海省正积极构建绿色、高效的数据中心集群，为全国一体化算力网络贡献力量。期待青海省能够持续发挥其清洁能源的巨大潜力，不断突破技术瓶颈，创新体制机制，为实现碳中和目标提供坚实支撑！
本文是财新智库“碳中和系列观察”第七篇
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