如何突破零碳园区的建设瓶颈？

在“双碳”目标纵深推进的背景下，零碳园区作为能源系统与产业体系协同脱碳的实践载体，正经历从政策试点向全域推进的进程。2024年中央经济工作会议首提“零碳园区”建设目标以来，李强总理在2025年3月全国两会上的政府工作报告中提出“扎实开展国家碳达峰第二批试点，建立一批零碳园区、零碳工厂”，全国31个省份中有28个将其纳入政府工作报告。当前，零碳园区建设已突破单纯能效提升阶段，转向涵盖制度设计、技术创新、系统集成的深层次变革。本文基于对当前国内试点园区建设的发展现状，揭示园区建设存在的绿电交易壁垒、产业转型阵痛、数字治理短板等深层矛盾，提出具有可操作性的“政策-市场-技术”协同解决方案，为构建“双碳”目标下的新型能源体系提供理论支撑和实践路径。

零碳园区建设的概念特点与底层逻辑

零碳园区的概念与特点

零碳园区是以全生命周期碳中和为目标，通过统筹能源生产、消费、产业运作、建筑运行及交通出行等系统，实现碳排放与碳吸收动态平衡的可持续发展模式。其特点体现为三方面：一是系统性，覆盖能源、建筑、工业、交通全链条；二是差异性，需根据园区功能（如工业、科技、物流等）制定个性化路径；三是创新性，依托清洁能源替代、能效提升、循环经济及碳汇技术实现净零排放。不同园区需围绕能源结构优化、碳排放特征识别及重点领域（工业、建筑、交通）技术革新，构建差异化解决方案。

下表基于六大园区类型揭示了不同园区功能定位与零碳路径的关联性。工业区与港口物流园分别以工业用能、交通用能为主导，需聚焦清洁能源替代及效率提升；数据中心、科技园和商务园均属建筑用能密集型，依赖智慧能源管理（如数据中心PUE优化）和零碳建筑设计；旅游区则兼具建筑与交通双高能耗特征，需结合碳汇资源开发低碳设施与绿色体验。尽管路径差异显著，所有园区均需整合可再生能源应用、系统能效优化及数字化碳管理，凸显零碳转型中“分型施策”与“系统协同”的双重逻辑。

零碳园区建设的底层逻辑

零碳园区建设是重构经济发展模式与能源系统的变革，其核心在于通过技术创新、制度设计和产业协同，构建“净零排放”的闭环生态。具体体现在以下三个方面：

一是以政策制度创新为根基的顶层设计。我国零碳园区建设依托于“双碳”目标下系统性政策框架的支撑，其制度演进经历了从低碳试点到零碳标准化的递进过程。自“十一五”时期生态工业示范园区探索低碳经济，到“十四五”期间“1+N”政策体系明确提出绿色工业园区建设目标，再到2024年中央经济工作会议首次将“零碳园区”上升为国家战略，政策逐步从局部试点转向全域规范。当前，地方基层创新（如山东《近零碳园区实施方案》、安徽《零碳产业园区建设方案》）与国家级标准制定形成互动，通过“横向耦合、纵向延伸”的产业链重构，构建起覆盖规划、技术、管理、认证的全生命周期制度体系，为园区转型提供合法性依据和系统性指引。

二是以技术集成应用为核心的动力机制。零碳园区的本质是低碳零碳负碳技术的复合创新体。一方面，清洁能源体系通过“风光储一体化”实现能源供给脱碳，例如大丰港园区通过绿电溯源平台实现100%清洁能源覆盖，鄂尔多斯产业园80%能源来自风光储系统；另一方面，数字化能碳管理系统重构园区管理范式，依托人工智能、物联网等技术搭建“碳神经中枢”，如雄安新区智能微电网实现电力自给自足，射阳港园区通过数据大屏实时监控碳排放。技术突破不仅降低能源转型成本，更通过生产工艺革新（如余热回收、碳捕集）和生产关系重塑（如数字孪生、区块链认证），形成从能源替代到能效提升的叠加效应。

三是以资源协同循环为特征的系统思维。园区通过空间集聚优势实现资源要素的闭环流动：对内构建“产业-能源-基础设施”共生网络，例如通过“工业互联网+再生资源回收”模式提升资源循环效率，推动企业间副产品交换和废弃物协同处理；对外整合资金、人才、数据等要素，例如引入碳金融工具、建立跨区域绿电交易机制。这种协同不仅体现于物质流，更延伸至价值流——零碳认证提升产品国际竞争力，ESG理念驱动企业绿色转型，最终形成生产、生态、生活深度融合的碳中和模式。

零碳园区建设的发展瓶颈

绿电直供、隔墙售电政策亟待突破

在零碳园区的建设中，能源供应是关键环节之一。为实现高比例的零碳能源供应，绿电直供和分布式光伏隔墙售电是零碳园区发展的重要路径，实际执行过程中，面临的问题如下：

第一，与电网公司的利益协同问题：“绿电直供”“隔墙售电”减少了电能从电网公司网络传输的数量，市场占有率减少将直接减少电网公司输配电收入。因此，直供模式的推广需要考虑与电网公司的利益协调。第二，分布式项目资质限制：分布式绿电项目缺乏发电业务许可证，无法完成交易中心绿电“白名单”注册，不具备与用户直接交易的条件。分布式光伏项目的发电量只能在厂区红线内消纳，隔墙售电无法实现。第三，备用造成的成本费用风险：新能源波动性间歇性的发电特性与负荷的匹配不足导致园区无法孤网运行，需要大电网提供备用安全兜底，电网备用的联络线规划容量覆盖园区最大负荷。对于电网公司而言，与传统的相对稳定的负荷相比，考虑绿电直供后零碳园区备用资产利用率较低，一方面存在资产利用率偏低导致有效资产核定风险，另一方面存在备用资产大额投资通过全体终端用户共同分摊输配电费回收的不合理问题。对于园区用户而言，在采用绿电直供模式时，尽管可再生能源成本有所下降，但若采用100%绿电直供，项目的整体成本仍然较高，储能设备、输电设施、用户端改造及维护等投资较高，其中储能设备成本可能占项目总成本的40%。同时用户仍然需要承担固定容量费用，即用户转向绿电直供减轻了电网供电压力，但仍需支付与实际用电负荷不匹配的容量费用，导致用能成本偏高。

在绿电直供政策瓶颈和专线建设主体方面，我国政府积极出台相关政策予以明确。2025年5月，国家发改委、国家能源局联合发布《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号，以下简称650号文），首次从国家层面为风电、太阳能发电、生物质发电等新能源实施“点对点”直供模式铺平制度道路。650号文对绿电直连模式作出清晰界定：新能源不接入公共电网，而是借助专用线路直接向单一用户供电，以此实现电量的物理溯源。

在投资主体上，650号文明确直连专线原则上由负荷与电源主体投资，这与江苏、山东等地此前要求电网企业统一建设绿电专线的政策不同，打破了电网企业主导模式，明确了负荷和电源主体的投资主体地位，为绿电直供发展提供新导向，能激发市场主体积极性，推动绿电直连模式创新。

在分布式项目售电资质方面，国家能源局于2024年12月5日印发的《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》作出重要规定，《指导意见》明确提出，新型经营主体原则上可豁免申领电力业务许可证，这一政策突破有效解决了分布式项目因缺乏发电业务许可证而无法直接参与绿电交易的问题。同时，此政策支持探索新能源直连机制，意味着企业通过注册成为新型经营主体，能够将分布式光伏项目的发电量在同一配电台区内售给场区红线范围外的用电户，从而实现“隔墙售电”。

而650号文也明确指出，项目中的新能源发电项目豁免电力业务许可（另有规定的除外）。这两项政策相互衔接，进一步为分布式项目参与绿电交易和实现“隔墙售电”提供了明确的政策依据和支持，降低了市场主体的准入门槛，有利于激发新型经营主体的活力，推动绿电直连和分布式新能源市场的健康发展。

针对零碳园区备用成本费用风险，当前部分地区虽已出台容量电费减免政策，但此类费用减免仅为治标之策。要从根本上解决备用成本问题，关键在于降低零碳园区对大电网的备用依赖，这需要从市场机制设计与园区内部能源整合等维度展开深入探索。

650号文提供重要政策指引：一是明确并网型项目与公共电网以产权分界点为安全责任界面，双方履行各自电力安全风险管控职责，有助于项目主体优化备用管理；二是要求项目主体统筹多方面因素自主合理申报并网容量，与电网企业协商确定并网容量外的供电责任和费用，电网企业按申报容量履行供电责任，项目主体调节内部发电和负荷，确保交换功率不超申报容量并自行承担自身原因导致的供电中断责任。这一政策机制通过引导项目主体科学申报并网容量，从源头上减少对大电网备用容量的依赖，既能降低备用成本，又能推动零碳园区提升内部能源系统的自主性与灵活性，为解决备用成本问题提供了兼具可行性与前瞻性的实现路径。

产业转型与技术创新亟待解决

零碳园区的产业优化面临传统产业转型困难与新兴技术应用不足的双重压力：一方面，高耗能行业（如钢铁、化工）的零碳改造存在技术壁垒和成本瓶颈。以氢能炼钢为例，其设备更新需数十亿元投资，且氢气储运、绿氢制备成本高昂，短期内难以替代传统高炉工艺。尽管部分园区引入新能源产业链以形成集聚效应，但上下游企业协同度不足。另一方面，零碳基础设施改造成本与技术成熟度不足制约发展。智能微电网和分布式能源系统建设需耗费大量前期投入，而长时储能、低成本碳捕集利用与封存（CCUS）等技术仍处于示范阶段。此外，技术应用场景碎片化加剧了成本压力：园区内企业往往需定制化改造能源系统，但标准化解决方案缺失导致边际成本难以降低。这些因素共同导致零碳园区建设陷入“高投入—低回报”的困境，尤其对中小型园区而言，财政补贴和政策激励的覆盖范围有限，进一步延缓了产业转型进程。

数字赋能和要素配置任重道远

数字赋能和要素配置的滞后严重制约零碳园区的大规模发展。在数字化层面，多数园区尚未建立全生命周期碳排放管理系统，数据监测与核算能力薄弱。例如，仅30%的园区实现企业能耗数据实时采集，且碳排放核算多依赖理论模型而非实测数据，误差率高达20%~30%。智能技术应用亦存在“重硬件轻软件”倾向：部分园区部署了能源管理平台，但算法优化能力不足，无法实现风光储荷协同调度。在要素配置方面，标准缺失和资源约束问题突出。零碳评价体系尚未统一，各地碳排放核算方法差异导致跨区域合作受阻。土地资源紧张的矛盾同样尖锐：分布式光伏需占用园区30%~40%的屋顶或地面面积，但在工业用地指标紧张地区（如长三角）被迫放弃部分新能源项目。在人才方面，专业人才缺口制约技术落地，既懂能源系统又熟悉碳管理的复合型人才稀缺。上述问题表明，零碳园区建设亟需构建“标准—数据—人才”三位一体的支撑体系，以突破当前低效管理的瓶颈。

零碳园区建设的突破路径

完善政策与市场协同机制，构建全链条减排体系

零碳园区建设需以政策创新为牵引，推动市场化机制与减排目标深度耦合。当前碳市场覆盖范围有限，终端用能侧尚未形成有效的碳排放考核机制，导致园区企业减排动力不足。一方面需加快建立覆盖全产业链的碳核算标准体系，将工业、建筑、交通等终端用能主体纳入考核范围，通过碳配额分配、绿电抵扣等机制，将碳排放成本显性化。另一方面尽快完善容量市场体系建设，构建包含调峰电源、应急备用电源、储能电站试点等共同参与的容量市场机制。通过这种方式，零碳园区可以参与容量市场交易，根据自身需求购买或提供备用容量，从而减少对大电网备用的依赖。同时亟需强化电力市场、碳市场与用能权交易市场的协同联动，推动绿电交易与碳配额清缴挂钩。通过打通政策壁垒、激活市场要素，推动零碳转型从行政驱动转向经济价值驱动，形成“考核-交易-收益”的闭环机制，提升园区低碳发展的内生动力。

强化能源系统集成创新，提升多能协同效率

零碳园区的核心在于构建高效、灵活的新型能源系统。需以智能电网为枢纽，突破多能互补、源网荷储协同等关键技术，实现电、热、冷、气等多种能源形式的动态协同平衡。一方面，需推动分布式光伏、储能、氢能等清洁能源设施的系统集成，通过数字化技术实现供需精准匹配，例如利用AI算法预测负荷波动并优化储能充放电策略，最大限度提升可再生能源消纳率。另一方面，需重构园区能源管理架构，将分散的分布式电源、柔性负荷、储能设备整合为虚拟电厂，通过集中调度参与电力现货市场，降低对大电网的依赖。通过技术创新与系统重构，突破单一能源品种的供给瓶颈，将零碳改造从设备叠加升级为系统性优化，从而降低单位GDP能耗与碳排放强度。

夯实数字底座与标准支撑，实现精细化治理

数字化转型为零碳园区提供底层能力支撑，通过数据要素的高效流通与标准化建设，为零碳园区管理提供精准决策依据，同时降低园区跨区域合作的制度性成本。一是建立统一的数据标准与碳排放核算体系，搭建覆盖能源生产、传输、消费全环节的智慧管理平台，实时监测园区建筑、交通、工业等领域的碳足迹。通过物联网、数字孪生等技术构建碳排放动态监测模型，实现从粗放式管控向预测性调控的转变。二是在基础设施层面结合设备更新政策推进存量设施智能化改造，例如升级传统配电网为具备双向供电能力的微电网，并在规划阶段预留可再生能源用地，保障光伏、储能等项目的空间载体。三是建立跨区域碳认证互认机制，破解绿电溯源、碳汇计量等标准不统一的问题。

创新商业模式与利益分配，激活多元主体参与

零碳园区的可持续发展需构建市场化运作机制与利益共享生态。通过重构价值链分配逻辑，将零碳园区从成本中心转化为价值创造中心，形成政府引导、市场主导、多元参与的良性发展格局。在投资端，可探索“绿色金融+碳金融”组合工具，开发碳收益权质押融资产品，将远期减排收益转化为当期资金支持；在运营端，拓展综合能源服务、碳资产管理等增值业务，通过碳足迹认证、绿证交易等衍生服务创造收益增长点。在市场体系层面，需设计多方共赢机制，探索允许电网企业以容量资源入股虚拟电厂项目、用能企业通过节能效益分成获取回报，从而调动技术供应商、运营商、用户等主体的积极性。