深度 | 推动零碳园区落地需破解四大核心难题

近期，国家发展改革委等部门印发《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910号，以下简称《通知》），明确支持有条件的地区率先建成一批零碳园区，以零碳园区建设推动能源绿色转型、引导产业深度脱碳、促进区域协调发展、积极应对国际绿色贸易壁垒，零碳园区成为加快经济社会全面绿色转型工作的重要抓手。

零碳园区落地的关键问题剖析

园区获取充足稳定绿色能源的难度较大

我国能源结构仍总体偏重，区域间资源禀赋存在显著差异。2024年，煤电发电量占比虽持续下降至54.8%，但仍是主要电力来源，导致我国碳排放水平高于发达经济体。近年来，我国能源结构持续优化，清洁能源实现跨越式发展。截至今年4月底，可再生能源发电装机达20.17亿千瓦（同比增长58%），其中风电光伏合计装机15.3亿千瓦，历史性超越火电装机；非化石能源发电量增量更贡献了全年总发电量增量的84.2%。值得注意的是，区域间清洁能源发展存在结构性矛盾。西北地区风能、太阳能资源丰富，而能源负荷集中的东南沿海地区主要依赖开发成本较高的海上风电；部分内陆省（区、市）可再生能源资源有限，导致能源调入地区建设零碳园区面临绿色能源供给不足的挑战。

开发利用园区附近的可再生能源资源仍面临诸多制约因素：一方面，土地资源开发利用存在挑战，存量园区周边开发程度高，可用空间有限且用地成本较高；新建园区则受国土空间规划和生态红线约束，还需协调农业、生态及居民用地。另一方面，绿电直连模式应用存在瓶颈，并网型项目依赖电网消纳和输电，但部分地区电网消纳能力不足；离网型项目则面临孤网运行成本高、供电稳定性难以保障等问题。

园区建设及改造高资金投入的问题突出

从供给侧看，园区进一步扩大绿色能源供应规模的难度较大，成本可能大幅增加。一方面，新能源发电存在季节性和时序上的波动，“靠天吃饭”的特性明显，而园区大多数工业用户对电力稳定供应要求较高，需配置一定比例的储能设施以提升灵活调节能力，这将导致成本显著上升。另一方面，若采用绿电直连模式，园区建设方需承担新能源电源、专用输电线路及配套设施的建设成本，初始资金投入压力较大。

从需求侧看，产业低碳化改造升级所需资金投入较多，削弱了企业的积极性。园区企业不仅需要投入大量资金用于更换低碳设备、升级生产工艺，以适配绿色能源的利用模式，还需应对以电气化为代表的低碳化改造带来的系统性调整。

园区低碳转型关键技术仍需进一步突破

绿色能源安全稳定供应技术仍存在诸多瓶颈。可再生能源波动性与电网适配性矛盾突出，受昼夜发电差异与季节性辐照变化影响，电网调峰压力激增，目前仍依赖传统火电补能与支撑，难以实现真正零碳。新型储能技术规模化应用受限，当前主流的锂离子电池存在循环寿命短、高温衰减快等问题，而液流电池能量密度低、占地面积大，在高密度园区应用较难。多能互补系统的智能调控能力不足，现有能源管理系统多采用静态控制策略，难以应对光伏、风电、储能、负荷的动态耦合关系，不同能源品种之间的协同优势未能充分体现。

部分脱碳技术成熟度不足，园区推广应用仍有较大差距。对于一些高耗能、高排放的产业，其深度脱碳技术还处于研发或小规模试验阶段。此外，如碳捕集利用与封存（CCUS）、超低能耗建筑等技术仍处于依托示范项目持续完善技术、降低成本阶段，短时间内难以用较低成本实现大规模应用。

零碳园区管理体系及配套金融服务体系需进一步健全

目前，园区碳排放监测核算体系尚不健全。碳排放数据涉及能源消费量、低位热值、氧化率等多项核心参数，而科学监测这些参数仍是全球性挑战。数据基础的薄弱严重制约了零碳园区的建设和管理。具体而言，许多园区缺乏完善的碳排放监测体系，对园区内企业的碳排放数据收集既不全面也不及时。从全国碳市场运行经验来看，部分企业的碳排放计量设备落后，导致数据准确性难以保证，甚至存在数据造假的现象。由于上述问题，园区碳排放核算结果缺乏可比性和权威性，难以准确掌握整体碳排放状况。

零碳园区评价考核体系仍需进一步细化完善。一方面，《通知》虽然从宏观层面明确了国家级零碳园区建设的指标体系，提出了一项核心指标和五项引导指标，但在地方落实过程中仍存在不足；另一方面，当前考核体系与激励机制衔接不畅，企业缺乏明确的减排目标和路径指引，同时考核结果未能与财政补贴、税收优惠等激励政策形成有效联动，致使企业减排成效难以转化为实际收益，最终削弱了企业参与的积极性。

加快推动零碳园区建设落地的政策建议

持续提升绿色能源保障能力。推动绿色电力在全国更大范围内优化配置，鼓励零碳园区所在地区与新能源富集的西北、西南地区签订长期绿电购电协议（PPA），通过特高压输电通道实现跨区输送，解决资源禀赋不足地区的能源缺口；同时加强统筹协调，释放园区周边可再生能源潜力，建立与能源、国土、环保等部门的沟通机制，在不影响粮食安全和生态的前提下加快分布式新能源开发，推广屋顶光伏、垂直轴风机等“不占耕地”模式；此外，加快智能配电网建设，升级电网设施以提升分布式绿电消纳能力，打通绿电入园“最后一公里”，并探索“绿电直连+虚拟电厂”模式，通过市场化手段平衡园区用电波动。

加大园区低碳转型资金支持力度。一是完善电力价格市场化机制，借鉴甘肃等地经验推行新型储能容量电价机制，探索惯量市场机制，通过价格信号激励储能等资源提供动态惯量支撑；二是鼓励地方政府因地制宜出台精准支持政策，在财政能力范围内对零碳园区建设给予补贴、贴息等精细化扶持；三是创新金融支持方式，加快制定转型金融与绿色金融标准，引导金融机构开发专项贷款、债券等市场化金融产品，多措并举推动零碳园区建设。

强化零碳关键技术攻关与示范应用。一是研究设立零碳园区关键技术研发专项基金，支持绿色能源安全稳定供应技术、产业深度脱碳技术的研发，重点突破智能配电网、新型储能、氢冶金、CCUS等低碳技术瓶颈；二是建立“产学研用”协同创新机制，鼓励高校、科研机构与园区企业联合攻关，加速技术成果转化应用；三是鼓励头部企业在园区内率先开展相对成熟的脱碳技术示范项目建设，激励企业积极采用新技术，推动园区整体低碳技术水平的提升，降低对传统高碳技术的依赖。

建立健全零碳园区管理体系。首先，依托数智化手段夯实园区能源碳排放数据基础，鼓励园区和企业开发建立能源及碳排放监测管理平台，提升数据监测能力；其次，加快推出操作性强的权威建设细则，制定工业园区温室气体排放核算与报告指南、国家核证自愿减排量或绿电凭证抵扣原则等标准规范，并指导地方主管部门根据《通知》要求出台配套政策；最后，强化考核与激励政策协同，将能源结构优化、碳排放强度降低、可再生能源利用率、储能设施配套率等核心指标纳入考核，避免“一刀切”，并探索考核结果与财政补贴、土地指标、金融支持等政策挂钩机制，形成正向激励循环。