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，轉向涵蓋制度設計、技術創(chuàng)新、系統(tǒng)集成的深層次變革。本文基于對當前國內試點園區(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”協(xié)同解決方案，為構建“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)濟及碳匯技術實現(xiàn)凈零排放。不同園區(qū)需圍繞能源結構優(yōu)化、碳排放特征識別及重點領域（工業(yè)、建筑、交通）技術革新，構建差異化解決方案。
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創(chuàng)新、制度設計和產(chǎn)業(yè)協(xié)同，構建“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，構建起覆蓋規(guī)劃、技術、管理、認證的全生命周期制度體系，為園區(qū)轉型提供合法性依據(jù)和系統(tǒng)性指引。
二是以技術集成應用為核心的動力機制。零碳園區(qū)的本質是低碳零碳負碳技術的復合創(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)重構園區(qū)管理范式，依托人工智能、物聯(lián)網(wǎng)等技術搭建“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。技術突破不僅降低能源轉型成本，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：對內構建“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理念驅動企業(yè)綠色轉型，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。第二，分布式項目資質限制：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，能夠將分布式光伏項目的發(fā)電量在同一配電臺區(qū)內售給場區(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，項目主體調節(jié)內部發(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導致的供電中斷責任。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)轉型與技術創(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)轉型困難與新興技術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）等技術仍處于示范階段。此外，技術應用場景碎片化加劇了成本壓力：園區(qū)內企業(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，構建包含調峰電源、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，推動零碳轉型從行政驅動轉向經(jīng)濟價值驅動，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，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，需重構園區(qū)能源管理架構，將分散的分布式電源、柔性負荷、儲能設備整合為虛擬電廠，通過集中調度參與電力現(xiàn)貨市場，降低對大電網(wǎng)的依賴。通過技術創(chuàng)新與系統(tǒng)重構，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)字孿生等技術構建碳排放動態(tài)監(jiān)測模型，實現(xiàn)從粗放式管控向預測性調控的轉變。二是在基礎設施層面結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)展需構建市場化運作機制與利益共享生態(tài)。通過重構價值鏈分配邏輯，將零碳園區(qū)從成本中心轉化為價值創(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)碳收益權質押融資產(chǎn)品，將遠期減排收益轉化為當期資金支持；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，從而調動技術供應商、運營商、用戶等主體的積極性。
