零碳园区本质是能碳管理系统变革

零碳园区带来的供给侧改革，实质上在推动产业结构的变化。

零碳园区是工业文明与生态文明协同进化的“新物种”，也是我国探索新能源并网消纳路径、推动工业深度脱碳降碳、应对国际碳贸易壁垒、促进区域经济协同发展的新尝试。

近日，国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局印发《关于开展零碳园区建设的通知》（下称《通知》）。《通知》明确零碳园区建设的八项重要任务、基本建设条件，并发布《国家级零碳园区建设指标体系（试行）》、《零碳园区碳排放核算方法（试行）》，推动零碳园区建立可溯源能源供应系统和全流程碳足迹管理体系，探索传统产业深度脱碳路径。

按照“试点先行、分阶段推进”的策略，国家支持有条件的地区率先建成一批零碳园区，逐步完善相关规划设计、技术装备、商业模式和管理规范，有计划、分步骤推进各类园区低碳化零碳化改造，助力园区和企业减碳增效。2025年，国家将确定首批国家级零碳园区名单，后续逐步向全国推广。

零碳园区是工业文明向生态文明进化的载体，本质是能碳管理系统的变革。《通知》创新提出“单位能耗碳排放”，作为评判零碳园区的核心指标，平衡能源消费总量与碳排放之间的关系，使碳排放达到“近零”水平。在高标准的评价体系下，零碳园区的建设需要绿色电力资源支撑、低碳负碳技术赋能、能碳管理平台与标准建设、财政税收制度支持、商业模式创新等，不一而足。

多维度建立零碳园区技术评估体系

零碳园区是指通过规划、设计、技术、管理等方式，使园区内生产生活活动产生的二氧化碳排放降至“近零”水平，并具备进一步达到“净零”条件的园区。2024年中央经济工作会议首次提出“建立一批零碳园区”，2025年政府工作报告明确提出“建立一批零碳园区、零碳工厂”。

长期以来，零碳园区建设面临技术路径多元、碳核算边界模糊、商业模式待突破等问题。本次国家发改委在《通知》中明确了国家级零碳园区建设的基本条件、评价指标体系、碳排放核算办法，弥补了零碳园区建设的标准与技术空白。

根据要求，建设零碳园区需要满足四方面的基本条件。一是建设主体为省级及以上开发区，视情可拓展至近年来新建设的省级新兴产业园区或高新技术园区；二是建设范围可以是园区整体，也可以是有明确四至边界的“园中园”；三是园区应在能耗和碳排放统计、核算、计量、监测等方面具备一定基础；四是园区应在3年内未发生重大安全、环境事故或其他社会不良影响事件。

零碳园区评价体系设置1项核心指标、5项引导指标。其中，“单位能耗碳排放”是零碳园区的核心评判指标，实行一票否决权。该指标根据不同能耗规模设定差异化标准，对年能耗在20万至100万吨标煤的园区设定≤0.2吨CO₂/吨标煤的门槛，超过100万吨的园区不高于0.3吨。当前，全国平均单位能耗碳排放强度为2.1～2.2CO₂/吨标煤，零碳园区需要削减近90%的碳强度。在这样的高标准和要求下，零碳工业园区需要推进一场从能源结构、生产工艺、能碳管理能力，到体制机制、管理模式的系统性变革。

对于引导性指标，评价指标体系将清洁能源消费占比≥90%作为首项指标，倒逼园区建立可追溯的绿色能源供应系统；工业固废综合利用率≥80%，强化资源循环利用；工业用水重复利用率≥80%，推动水资源高效利用；余热余冷余压综合利用率≥50%，提升能源梯级利用效率。

从政策的导向看，零碳园区建设需要协同能源供应、资源综合利用、碳减排三者的关系。一方面，余热利用与地热开发等技术的规模化应用可以为能源替代与能效提升做贡献；另一方面，固废资源化既减少原生材料开采的隐含碳排放，也降低末端处理的排放强度。

在碳排放核算体系上，国家发展改革委出台《零碳园区碳排放核算方法（试行）》，明确园区碳排放应覆盖园区能源活动、工业生产过程产生的直接或间接碳排放，覆盖产品加工转换、电力（热力）净受入、工业过程排放等全生命周期碳排放。

在碳排放核算方法中，零碳园区对绿电、绿证认定的规则具有代表性。根据核算办法，园区通过直供或绿证交易获取的可再生能源电力，排放因子计为0；其他电力采用全国化石能源电力平均排放因子（0.8325kgCO₂/kWh）计算；原则上绿电直供比例不低于50%。

可以预见，零碳园区将是我国绿电直连、增量配电网直供电等创新模式的试验田。50%的绿电直供比例高于《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）所设置的“30%”的最低比例。这一系列技术要求倒逼园区必须建立精准的能源计量与碳溯源系统，推动能源供给和消费模式发生根本性变革。

零碳园区建设的挑战与策略

零碳园区建设本质是工业生态的系统革命，须以技术创新降本增效，以制度创新破壁清障，创新金融工具，实现园区从能源负荷中心向零碳产能枢纽的转型，为中国工业低碳发展提供样本。

《通知》系统规划了零碳园区建设的八个方面的重点任务。加快园区用能结构转型是首要任务。因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式。园区须探索氢电耦合开发利用模式，推动供热系统清洁低碳化，实现从单一能源供给向多能互补系统的跨越。

在产业结构优化调整上，鼓励园区布局发展低能耗、高附加值的新兴产业，探索“以绿制绿”生产模式——用绿色能源制造绿色产品。支持高载能产业向资源保障区有序转移集聚，实现产业布局与能源禀赋的重新匹配。

在管理能力建设上，建设覆盖主要用能企业的能碳管理平台，强化用能负荷监控、预测与调配能力。这一数字化基座将为碳排放核算、源网匹配调节、资源循环利用提供核心支撑。

零碳园区建设是一项系统工程，核心挑战集中于技术经济性、系统协调性与制度支撑三个维度。大规模可再生能源接入存在波动性难题，氢能、长时储能等技术经济性不足，绿电直供模式须突破电网政策限制，跨区域绿电、绿证交易活跃度不足，生物质能、地热能等受资源分布限制。

在产业结构深度调整过程中，高载能产业转移需要平衡区域协调发展与碳泄漏风险控制，“以绿制绿”培育周期长，淘汰落后产能涉及就业安置与社会稳定等复杂问题。园区基础设施升级面临投资压力，氢能储运、智能电网改造、超低能耗建筑等零碳设施初始投资巨大。

在技术应用与创新能力方面，CCUS、先进储能等关键低碳零碳负碳技术仍处于示范阶段，能碳管理平台缺乏统一标准与数据互通基础，虚拟电厂等新模式参与电力市场的规则体系、价格机制及责权利边界有待明确，政府、企业、电网、服务商等多主体协同机制与利益分配模式尚在探索阶段。

针对上述挑战，需要构建系统性解决方案。强化技术攻关与示范引领至关重要，在园区打造多能互补、源网荷储与智慧管控的示范场景。设立专项基金支持氢能、长时储能、CCUS等关键技术研发与工程验证，建立国家级零碳技术推广平台推动成熟技术规模化应用。

创新投融资与激励机制是破解资金瓶颈的关键。加大中央财政对零碳基础设施专项支持力度，发展绿色信贷、债券、碳金融及REITs等多元化融资工具，创新可持续发展挂钩贷款（SLL）。完善绿证绿电交易机制提升市场流动性，探索绿电消费与碳减排协同认证。

完善政策机制与市场规则是创新商业模式的保障。加快制定增量配电网建设标准与绿电直供细则，优化跨省区可再生能源交易规则破除消纳壁垒，明确虚拟电厂参与电力辅助服务市场的准入条件与价格机制，建立高载能产业转移的碳排放协同监管框架。试点“园区+能源服务商”的合同能源管理与能源托管模式，并完善风险收益分担机制。

园区基础设施坚持高标准，突出前瞻性。将近零排放的要求融入园区总体规划，统筹能源系统、交通体系与数智化系统，强制新建建筑执行超低能耗标准，制定既有建筑改造方案。应用人工智能与数字孪生技术优化负荷预测与多能协同，动态调整微电网调度策略；建立基于区块链的绿电溯源系统，确保每度绿电可验证、可交易，为碳足迹管理提供支撑。

零碳园区建设作为长期系统工程，必须以技术创新为引擎、机制改革为突破、多方协同为保障，通过试点示范积累经验并迭代优化，最终构建“技术可行、经济合理、机制有效、智能运行”的综合发展模式。