中國儲能網(wǎng)訊：在“雙碳”目標縱深推進的背景下，零碳園區(qū)作為能源系統(tǒng)與產(chǎn)業(yè)體系協(xié)同脫碳的實踐載體，正經(jīng)歷從政策試點向全域推進的進程。2024年中央經(jīng)濟工作會議首提“零碳園區(qū)”建設目標以來，李強總理在2025年3月全國兩會上的政府工作報告中提出“扎實開展國家碳達峰第二批試點，建立一批零碳園區(qū)、零碳工廠”，全國31個省份中有28個將其納入政府工作報告。當前，零碳園區(qū)建設已突破單純能效提升階段，轉(zhuǎn)向涵蓋制度設計、技術(shù)創(chuàng)新、系統(tǒng)集成的深層次變革。本文基于對當前國內(nèi)試點園區(qū)建設的發(fā)展現(xiàn)狀，揭示園區(qū)建設存在的綠電交易壁壘、產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型陣痛、數(shù)字治理短板等深層矛盾，提出具有可操作性的“政策-市場-技術(shù)”協(xié)同解決方案，為構(gòu)建“雙碳”目標下的新型能源體系提供理論支撐和實踐路徑。
零碳園區(qū)建設的概念特點與底層邏輯
零碳園區(qū)的概念與特點
零碳園區(qū)是以全生命周期碳中和為目標，通過統(tǒng)籌能源生產(chǎn)、消費、產(chǎn)業(yè)運作、建筑運行及交通出行等系統(tǒng)，實現(xiàn)碳排放與碳吸收動態(tài)平衡的可持續(xù)發(fā)展模式。其特點體現(xiàn)為三方面：一是系統(tǒng)性，覆蓋能源、建筑、工業(yè)、交通全鏈條；二是差異性，需根據(jù)園區(qū)功能（如工業(yè)、科技、物流等）制定個性化路徑；三是創(chuàng)新性，依托清潔能源替代、能效提升、循環(huán)經(jīng)濟及碳匯技術(shù)實現(xiàn)凈零排放。不同園區(qū)需圍繞能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化、碳排放特征識別及重點領域（工業(yè)、建筑、交通）技術(shù)革新，構(gòu)建差異化解決方案。
下表基于六大園區(qū)類型揭示了不同園區(qū)功能定位與零碳路徑的關聯(lián)性。工業(yè)區(qū)與港口物流園分別以工業(yè)用能、交通用能為主導，需聚焦清潔能源替代及效率提升；數(shù)據(jù)中心、科技園和商務園均屬建筑用能密集型，依賴智慧能源管理（如數(shù)據(jù)中心PUE優(yōu)化）和零碳建筑設計；旅游區(qū)則兼具建筑與交通雙高能耗特征，需結(jié)合碳匯資源開發(fā)低碳設施與綠色體驗。盡管路徑差異顯著，所有園區(qū)均需整合可再生能源應用、系統(tǒng)能效優(yōu)化及數(shù)字化碳管理，凸顯零碳轉(zhuǎn)型中“分型施策”與“系統(tǒng)協(xié)同”的雙重邏輯。
零碳園區(qū)建設的底層邏輯
零碳園區(qū)建設是重構(gòu)經(jīng)濟發(fā)展模式與能源系統(tǒng)的變革，其核心在于通過技術(shù)創(chuàng)新、制度設計和產(chǎn)業(yè)協(xié)同，構(gòu)建“凈零排放”的閉環(huán)生態(tài)。具體體現(xiàn)在以下三個方面：
一是以政策制度創(chuàng)新為根基的頂層設計。我國零碳園區(qū)建設依托于“雙碳”目標下系統(tǒng)性政策框架的支撐，其制度演進經(jīng)歷了從低碳試點到零碳標準化的遞進過程。自“十一五”時期生態(tài)工業(yè)示范園區(qū)探索低碳經(jīng)濟，到“十四五”期間“1+N”政策體系明確提出綠色工業(yè)園區(qū)建設目標，再到2024年中央經(jīng)濟工作會議首次將“零碳園區(qū)”上升為國家戰(zhàn)略，政策逐步從局部試點轉(zhuǎn)向全域規(guī)范。當前，地方基層創(chuàng)新（如山東《近零碳園區(qū)實施方案》、安徽《零碳產(chǎn)業(yè)園區(qū)建設方案》）與國家級標準制定形成互動，通過“橫向耦合、縱向延伸”的產(chǎn)業(yè)鏈重構(gòu)，構(gòu)建起覆蓋規(guī)劃、技術(shù)、管理、認證的全生命周期制度體系，為園區(qū)轉(zhuǎn)型提供合法性依據(jù)和系統(tǒng)性指引。
二是以技術(shù)集成應用為核心的動力機制。零碳園區(qū)的本質(zhì)是低碳零碳負碳技術(shù)的復合創(chuàng)新體。一方面，清潔能源體系通過“風光儲一體化”實現(xiàn)能源供給脫碳，例如大豐港園區(qū)通過綠電溯源平臺實現(xiàn)100%清潔能源覆蓋，鄂爾多斯產(chǎn)業(yè)園80%能源來自風光儲系統(tǒng)；另一方面，數(shù)字化能碳管理系統(tǒng)重構(gòu)園區(qū)管理范式，依托人工智能、物聯(lián)網(wǎng)等技術(shù)搭建“碳神經(jīng)中樞”，如雄安新區(qū)智能微電網(wǎng)實現(xiàn)電力自給自足，射陽港園區(qū)通過數(shù)據(jù)大屏實時監(jiān)控碳排放。技術(shù)突破不僅降低能源轉(zhuǎn)型成本，更通過生產(chǎn)工藝革新（如余熱回收、碳捕集）和生產(chǎn)關系重塑（如數(shù)字孿生、區(qū)塊鏈認證），形成從能源替代到能效提升的疊加效應。
三是以資源協(xié)同循環(huán)為特征的系統(tǒng)思維。園區(qū)通過空間集聚優(yōu)勢實現(xiàn)資源要素的閉環(huán)流動：對內(nèi)構(gòu)建“產(chǎn)業(yè)-能源-基礎設施”共生網(wǎng)絡，例如通過“工業(yè)互聯(lián)網(wǎng)+再生資源回收”模式提升資源循環(huán)效率，推動企業(yè)間副產(chǎn)品交換和廢棄物協(xié)同處理；對外整合資金、人才、數(shù)據(jù)等要素，例如引入碳金融工具、建立跨區(qū)域綠電交易機制。這種協(xié)同不僅體現(xiàn)于物質(zhì)流，更延伸至價值流——零碳認證提升產(chǎn)品國際競爭力，ESG理念驅(qū)動企業(yè)綠色轉(zhuǎn)型，最終形成生產(chǎn)、生態(tài)、生活深度融合的碳中和模式。
零碳園區(qū)建設的發(fā)展瓶頸
綠電直供、隔墻售電政策亟待突破
在零碳園區(qū)的建設中，能源供應是關鍵環(huán)節(jié)之一。為實現(xiàn)高比例的零碳能源供應，綠電直供和分布式光伏隔墻售電是零碳園區(qū)發(fā)展的重要路徑，實際執(zhí)行過程中，面臨的問題如下：
第一，與電網(wǎng)公司的利益協(xié)同問題：“綠電直供”“隔墻售電”減少了電能從電網(wǎng)公司網(wǎng)絡傳輸?shù)臄?shù)量，市場占有率減少將直接減少電網(wǎng)公司輸配電收入。因此，直供模式的推廣需要考慮與電網(wǎng)公司的利益協(xié)調(diào)。第二，分布式項目資質(zhì)限制：分布式綠電項目缺乏發(fā)電業(yè)務許可證，無法完成交易中心綠電“白名單”注冊，不具備與用戶直接交易的條件。分布式光伏項目的發(fā)電量只能在廠區(qū)紅線內(nèi)消納，隔墻售電無法實現(xiàn)。第三，備用造成的成本費用風險：新能源波動性間歇性的發(fā)電特性與負荷的匹配不足導致園區(qū)無法孤網(wǎng)運行，需要大電網(wǎng)提供備用安全兜底，電網(wǎng)備用的聯(lián)絡線規(guī)劃容量覆蓋園區(qū)最大負荷。對于電網(wǎng)公司而言，與傳統(tǒng)的相對穩(wěn)定的負荷相比，考慮綠電直供后零碳園區(qū)備用資產(chǎn)利用率較低，一方面存在資產(chǎn)利用率偏低導致有效資產(chǎn)核定風險，另一方面存在備用資產(chǎn)大額投資通過全體終端用戶共同分攤輸配電費回收的不合理問題。對于園區(qū)用戶而言，在采用綠電直供模式時，盡管可再生能源成本有所下降，但若采用100%綠電直供，項目的整體成本仍然較高，儲能設備、輸電設施、用戶端改造及維護等投資較高，其中儲能設備成本可能占項目總成本的40%。同時用戶仍然需要承擔固定容量費用，即用戶轉(zhuǎn)向綠電直供減輕了電網(wǎng)供電壓力，但仍需支付與實際用電負荷不匹配的容量費用，導致用能成本偏高。
在綠電直供政策瓶頸和專線建設主體方面，我國政府積極出臺相關政策予以明確。2025年5月，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關于有序推動綠電直連發(fā)展有關事項的通知》（發(fā)改能源〔2025〕650號，以下簡稱650號文），首次從國家層面為風電、太陽能發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電等新能源實施“點對點”直供模式鋪平制度道路。650號文對綠電直連模式作出清晰界定：新能源不接入公共電網(wǎng)，而是借助專用線路直接向單一用戶供電，以此實現(xiàn)電量的物理溯源。
在投資主體上，650號文明確直連專線原則上由負荷與電源主體投資，這與江蘇、山東等地此前要求電網(wǎng)企業(yè)統(tǒng)一建設綠電專線的政策不同，打破了電網(wǎng)企業(yè)主導模式，明確了負荷和電源主體的投資主體地位，為綠電直供發(fā)展提供新導向，能激發(fā)市場主體積極性，推動綠電直連模式創(chuàng)新。
在分布式項目售電資質(zhì)方面，國家能源局于2024年12月5日印發(fā)的《關于支持電力領域新型經(jīng)營主體創(chuàng)新發(fā)展的指導意見》作出重要規(guī)定，《指導意見》明確提出，新型經(jīng)營主體原則上可豁免申領電力業(yè)務許可證，這一政策突破有效解決了分布式項目因缺乏發(fā)電業(yè)務許可證而無法直接參與綠電交易的問題。同時，此政策支持探索新能源直連機制，意味著企業(yè)通過注冊成為新型經(jīng)營主體，能夠?qū)⒎植际焦夥椖康陌l(fā)電量在同一配電臺區(qū)內(nèi)售給場區(qū)紅線范圍外的用電戶，從而實現(xiàn)“隔墻售電”。
而650號文也明確指出，項目中的新能源發(fā)電項目豁免電力業(yè)務許可（另有規(guī)定的除外）。這兩項政策相互銜接，進一步為分布式項目參與綠電交易和實現(xiàn)“隔墻售電”提供了明確的政策依據(jù)和支持，降低了市場主體的準入門檻，有利于激發(fā)新型經(jīng)營主體的活力，推動綠電直連和分布式新能源市場的健康發(fā)展。
針對零碳園區(qū)備用成本費用風險，當前部分地區(qū)雖已出臺容量電費減免政策，但此類費用減免僅為治標之策。要從根本上解決備用成本問題，關鍵在于降低零碳園區(qū)對大電網(wǎng)的備用依賴，這需要從市場機制設計與園區(qū)內(nèi)部能源整合等維度展開深入探索。
650號文提供重要政策指引：一是明確并網(wǎng)型項目與公共電網(wǎng)以產(chǎn)權(quán)分界點為安全責任界面，雙方履行各自電力安全風險管控職責，有助于項目主體優(yōu)化備用管理；二是要求項目主體統(tǒng)籌多方面因素自主合理申報并網(wǎng)容量，與電網(wǎng)企業(yè)協(xié)商確定并網(wǎng)容量外的供電責任和費用，電網(wǎng)企業(yè)按申報容量履行供電責任，項目主體調(diào)節(jié)內(nèi)部發(fā)電和負荷，確保交換功率不超申報容量并自行承擔自身原因?qū)е碌墓╇娭袛嘭熑?。這一政策機制通過引導項目主體科學申報并網(wǎng)容量，從源頭上減少對大電網(wǎng)備用容量的依賴，既能降低備用成本，又能推動零碳園區(qū)提升內(nèi)部能源系統(tǒng)的自主性與靈活性，為解決備用成本問題提供了兼具可行性與前瞻性的實現(xiàn)路徑。
產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型與技術(shù)創(chuàng)新亟待解決
零碳園區(qū)的產(chǎn)業(yè)優(yōu)化面臨傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型困難與新興技術(shù)應用不足的雙重壓力：一方面，高耗能行業(yè)（如鋼鐵、化工）的零碳改造存在技術(shù)壁壘和成本瓶頸。以氫能煉鋼為例，其設備更新需數(shù)十億元投資，且氫氣儲運、綠氫制備成本高昂，短期內(nèi)難以替代傳統(tǒng)高爐工藝。盡管部分園區(qū)引入新能源產(chǎn)業(yè)鏈以形成集聚效應，但上下游企業(yè)協(xié)同度不足。另一方面，零碳基礎設施改造成本與技術(shù)成熟度不足制約發(fā)展。智能微電網(wǎng)和分布式能源系統(tǒng)建設需耗費大量前期投入，而長時儲能、低成本碳捕集利用與封存（CCUS）等技術(shù)仍處于示范階段。此外，技術(shù)應用場景碎片化加劇了成本壓力：園區(qū)內(nèi)企業(yè)往往需定制化改造能源系統(tǒng)，但標準化解決方案缺失導致邊際成本難以降低。這些因素共同導致零碳園區(qū)建設陷入“高投入—低回報”的困境，尤其對中小型園區(qū)而言，財政補貼和政策激勵的覆蓋范圍有限，進一步延緩了產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型進程。
數(shù)字賦能和要素配置任重道遠
數(shù)字賦能和要素配置的滯后嚴重制約零碳園區(qū)的大規(guī)模發(fā)展。在數(shù)字化層面，多數(shù)園區(qū)尚未建立全生命周期碳排放管理系統(tǒng)，數(shù)據(jù)監(jiān)測與核算能力薄弱。例如，僅30%的園區(qū)實現(xiàn)企業(yè)能耗數(shù)據(jù)實時采集，且碳排放核算多依賴理論模型而非實測數(shù)據(jù)，誤差率高達20%~30%。智能技術(shù)應用亦存在“重硬件輕軟件”傾向：部分園區(qū)部署了能源管理平臺，但算法優(yōu)化能力不足，無法實現(xiàn)風光儲荷協(xié)同調(diào)度。在要素配置方面，標準缺失和資源約束問題突出。零碳評價體系尚未統(tǒng)一，各地碳排放核算方法差異導致跨區(qū)域合作受阻。土地資源緊張的矛盾同樣尖銳：分布式光伏需占用園區(qū)30%~40%的屋頂或地面面積，但在工業(yè)用地指標緊張地區(qū)（如長三角）被迫放棄部分新能源項目。在人才方面，專業(yè)人才缺口制約技術(shù)落地，既懂能源系統(tǒng)又熟悉碳管理的復合型人才稀缺。上述問題表明，零碳園區(qū)建設亟需構(gòu)建“標準—數(shù)據(jù)—人才”三位一體的支撐體系，以突破當前低效管理的瓶頸。
零碳園區(qū)建設的突破路徑
完善政策與市場協(xié)同機制，構(gòu)建全鏈條減排體系
零碳園區(qū)建設需以政策創(chuàng)新為牽引，推動市場化機制與減排目標深度耦合。當前碳市場覆蓋范圍有限，終端用能側(cè)尚未形成有效的碳排放考核機制，導致園區(qū)企業(yè)減排動力不足。一方面需加快建立覆蓋全產(chǎn)業(yè)鏈的碳核算標準體系，將工業(yè)、建筑、交通等終端用能主體納入考核范圍，通過碳配額分配、綠電抵扣等機制，將碳排放成本顯性化。另一方面盡快完善容量市場體系建設，構(gòu)建包含調(diào)峰電源、應急備用電源、儲能電站試點等共同參與的容量市場機制。通過這種方式，零碳園區(qū)可以參與容量市場交易，根據(jù)自身需求購買或提供備用容量，從而減少對大電網(wǎng)備用的依賴。同時亟需強化電力市場、碳市場與用能權(quán)交易市場的協(xié)同聯(lián)動，推動綠電交易與碳配額清繳掛鉤。通過打通政策壁壘、激活市場要素，推動零碳轉(zhuǎn)型從行政驅(qū)動轉(zhuǎn)向經(jīng)濟價值驅(qū)動，形成“考核-交易-收益”的閉環(huán)機制，提升園區(qū)低碳發(fā)展的內(nèi)生動力。
強化能源系統(tǒng)集成創(chuàng)新，提升多能協(xié)同效率
零碳園區(qū)的核心在于構(gòu)建高效、靈活的新型能源系統(tǒng)。需以智能電網(wǎng)為樞紐，突破多能互補、源網(wǎng)荷儲協(xié)同等關鍵技術(shù)，實現(xiàn)電、熱、冷、氣等多種能源形式的動態(tài)協(xié)同平衡。一方面，需推動分布式光伏、儲能、氫能等清潔能源設施的系統(tǒng)集成，通過數(shù)字化技術(shù)實現(xiàn)供需精準匹配，例如利用AI算法預測負荷波動并優(yōu)化儲能充放電策略，最大限度提升可再生能源消納率。另一方面，需重構(gòu)園區(qū)能源管理架構(gòu)，將分散的分布式電源、柔性負荷、儲能設備整合為虛擬電廠，通過集中調(diào)度參與電力現(xiàn)貨市場，降低對大電網(wǎng)的依賴。通過技術(shù)創(chuàng)新與系統(tǒng)重構(gòu)，突破單一能源品種的供給瓶頸，將零碳改造從設備疊加升級為系統(tǒng)性優(yōu)化，從而降低單位GDP能耗與碳排放強度。
夯實數(shù)字底座與標準支撐，實現(xiàn)精細化治理
數(shù)字化轉(zhuǎn)型為零碳園區(qū)提供底層能力支撐，通過數(shù)據(jù)要素的高效流通與標準化建設，為零碳園區(qū)管理提供精準決策依據(jù)，同時降低園區(qū)跨區(qū)域合作的制度性成本。一是建立統(tǒng)一的數(shù)據(jù)標準與碳排放核算體系，搭建覆蓋能源生產(chǎn)、傳輸、消費全環(huán)節(jié)的智慧管理平臺，實時監(jiān)測園區(qū)建筑、交通、工業(yè)等領域的碳足跡。通過物聯(lián)網(wǎng)、數(shù)字孿生等技術(shù)構(gòu)建碳排放動態(tài)監(jiān)測模型，實現(xiàn)從粗放式管控向預測性調(diào)控的轉(zhuǎn)變。二是在基礎設施層面結(jié)合設備更新政策推進存量設施智能化改造，例如升級傳統(tǒng)配電網(wǎng)為具備雙向供電能力的微電網(wǎng)，并在規(guī)劃階段預留可再生能源用地，保障光伏、儲能等項目的空間載體。三是建立跨區(qū)域碳認證互認機制，破解綠電溯源、碳匯計量等標準不統(tǒng)一的問題。
創(chuàng)新商業(yè)模式與利益分配，激活多元主體參與
零碳園區(qū)的可持續(xù)發(fā)展需構(gòu)建市場化運作機制與利益共享生態(tài)。通過重構(gòu)價值鏈分配邏輯，將零碳園區(qū)從成本中心轉(zhuǎn)化為價值創(chuàng)造中心，形成政府引導、市場主導、多元參與的良性發(fā)展格局。在投資端，可探索“綠色金融+碳金融”組合工具，開發(fā)碳收益權(quán)質(zhì)押融資產(chǎn)品，將遠期減排收益轉(zhuǎn)化為當期資金支持；在運營端，拓展綜合能源服務、碳資產(chǎn)管理等增值業(yè)務，通過碳足跡認證、綠證交易等衍生服務創(chuàng)造收益增長點。在市場體系層面，需設計多方共贏機制，探索允許電網(wǎng)企業(yè)以容量資源入股虛擬電廠項目、用能企業(yè)通過節(jié)能效益分成獲取回報，從而調(diào)動技術(shù)供應商、運營商、用戶等主體的積極性。
