零碳园区攻坚：市场、技术与政策协同破局

零碳园区是一项系统性综合工程，需要市场、技术、模式、管理与政策协同破局。

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》（发改环资〔2025〕910号，以下简称《通知》），正式启动了国家级零碳园区建设工作，为统筹有序开展零碳园区建设提供了重要工作指引。这一《通知》，弥补了国内零碳园区建设标准、技术评估体系、碳排放核算体系方面的空白。

2024年12月12日召开的中央经济工作会议首次明确提出“建立一批零碳园区”，并将其作为2025年的重点任务之一。2025年3月5日，政府工作报告提出“建立一批零碳园区、零碳工厂”。由此零碳园区建设从地方探索上升到国家战略层面，是党中央、国务院对“双碳”工作的最新部署。

产业园区是支撑我国经济发展的关键环节。据不完全统计，目前全国园区超过1.5万个，其中省级园区超过2000个、国家级园区接近700个。园区整体能源消费总量已超过全国能源消费总量的40%，碳排放占全国总量的30%以上。推动产业园区向零碳转型，对于加快园区低碳转型、引导产业深度脱碳、促进区域协调发展、适应绿色贸易规则、打造零碳示范样板等意义重大。

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零碳园区发展现状与挑战

各地零碳园区建设步伐加快，2025年至少启动300个园区建设。近年来，我国构建了“双碳”“1+N”的政策体系，鼓励各地积极探索适合本地的零碳园区建设模式。内蒙古、浙江、四川、山东等地区出台近零碳园区建设工作方案或指南，明确了零碳园区的建设内容和指标要求，山东提出到2027年全省建成15个左右省级零碳园区。工信部明确要求，到2025年至少启动300个园区建设。据统计，全国已有20个省级行政区在2025年《政府工作报告》或相关文件中明确提出要发展零碳园区，77个国家级经开区已明确零碳目标。

大部分建成的“零碳园区”采用新能源自发自用+绿电与碳配额交易方式实现零碳，真正达到零碳严格定义要求的较少。据统计，全国各地宣称建成的“零碳园区”已超过100个。不同地区结合自身资源禀赋和产业基础，零碳园区规划和实践各有侧重、各具特色。总体来看，主要有以下特点。一是零碳园区建设主要在绿电供应上下功夫，并且在设计和建设阶段大量采用绿色建筑，在园区运行管理上则利用数字化技术进行生产管理和降碳监测方面的优化，另外适当考虑对排放余量进行中和，中和措施和规模取决于实际成本和园区效益。二是园区产业发展更多选择排放较低、附加值较高的产业。三是各园区降碳过程都与自身产业紧密互动，形成适合自身、因地制宜的产业零碳发展的路子。由于没有统一评价标准，这些零碳园区只是基于节能环保理念进行建设，多数园区没有开展碳排放核算和认证，也难以真正实现100%碳中和，部分零碳园区通过绿电交易、购买绿证和碳配额等方式，账面上实现零碳。

零碳园区评价标准体系逐步建立，补助、信贷等支持政策陆续出台。零碳园区建设暂无国家标准，但部分协会和地方层面相继出台各类零碳园区团体标准，如江苏省首个以“建设指南”形式发布的零碳园区地方标准，中国工业节能与清洁生产协会牵头发布的《零碳园区评价通则》（T/CIECCPA031—2023）。为支持零碳园区建设，2025年安排的超长期特别国债鼓励有条件的地方以工业园区、产业集群为载体，整体部署并规模化实施设备更新。南通市、常州市等部分市区，对纳入市级、省级、国家级零碳试点产业园区和零碳工厂进行建设资金补助，对消费绿色电力的企业按照绿色电力环境价值费用的50%给予奖励。山东省明确零碳园区的园区内企业可优先使用省级收储的能耗和煤耗指标。

零碳园区绿电供应方式多样，有自发自用、绿电直连、新能源接入增量配电网等多种方式。零碳园区绿电供应除了传统分布式/集中式新能源自发自用外，允许绿电直连、新能源接入增量配电网等方式。

绿电直连是“一对一”供电模式，即一个新能源电站直接向单一用户供电（电源—单一用户），绿电消费电量可以清晰物理溯源。新能源就近接入增量配电网是“一对多”供电模式，即一个新能源电站通过园区变电站向多个用户供电（电源—园区变—多个用户）。这与传统的新能源并网模式并没有本质区别，并未构建起发电企业与用电企业的直接物理链接，可能导致单个园区用户难以清晰界定其绿电使用量，在绿电计量和核查中面临困难。

零碳园区涉及多个管理部门、多类行业、多种技术，总体处于起步阶段，在管理机制、商业模式和技术模式等方面存在诸多挑战。一是园区企业之间、园区规划与建设运营之间协同性不足。园区内企业之间的协同合作不足，企业在节能减排、资源共享等方面各自为政，难以形成园区整体的减碳合力。能源规划与产业规划脱节，导致能源供应无法满足产业发展需求，或产业发展对能源结构优化的促进作用不明显。二是建设改造成本高、经济性不足。传统工业园区用能以煤炭为主，减排难度大，无论是增加绿能占比还是进行碳中和，都将产生巨大的处置成本。碳捕集利用（CCUS）仍处于示范阶段，技术成熟度低且投资较大。氢能综合利用、新型储能、超低能耗建筑等关键减碳技术需要额外增加绿色投入，但现阶段收益偏低，商业模式尚未成熟，长效运营缺乏支撑。三是碳排放影响因素复杂、管理体系构建滞后。不同类型园区在产业结构、能源消费结构和减排难度方面存在着明显差异，实现零碳的路径差异较大。多数园区尚未建立完善的碳排放统计、核算、报告与核查体系，许多园区面临着碳排放核算标准不统一、碳排放数据不准确等问题。

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零碳园区建设路径

当前，零碳园区建设主要包括能源清洁化、产业绿色化、设施低碳化、管理智慧化等内容。

（一）加强零碳园区清洁能源供给消纳

在供应端，依托厂房等建设分布式光伏、分散式风电等，园区用户与周边存量或增量风电、光伏、生物质发电等新能源通过电力专线实现物理直连，科学配置储能装置，提高园区新能源直供和消费比例。

因地制宜开发热泵、电制热制冷、冷热电多联供，推进能源梯级利用和余热余压余气回收利用，提升能源的综合利用效率。积极发展园区绿色智能微电网、源网荷储一体化，在电源、用户侧布置新型储能等，保障绿色能源稳定供应。在消费端，在终端能源消费环节实施以电代煤、以电代油等，推动工业生产、交通出行、居民生活电气化。

（二）推进传统产业升级和低碳产业发展

针对传统产业主导的工业园区，开展园区企业节能降碳诊断，引导低碳原料燃料替代、生产工艺深度脱碳、零碳工业流程再造、新型节能及新能源材料、碳捕集利用与封存等绿色低碳技术发展和应用，推进传统产业低碳转型升级。针对新兴产业主导的园区，按全生命周期管理要求开展绿色低碳供应链管理、产品设计、绿色生产等，推行“绿电+氢能”“绿电+冷能”“绿电+算力”用能模式，探索绿色能源制造绿色产品的“以绿制绿”模式。

（三）建筑交通生态等基础设施低碳升级

推动园区内新建建筑按照超低能耗建筑、近零能耗建筑标准设计建造，全面推进园区既有厂房、办公用房和生活用房绿色低碳改造。完善园区“物流+交通+人流”绿色出行体系，加快充电桩、换电站等绿色交通基础设施建设，大力推广电力、氢能等交通工具。加强废水、废气、固体废弃物等污染物集中治理设施建设及升级改造，加大资源深度加工和副产物综合利用。对园区绿地的植物类型、植被配置、立地条件等空间精细管控，提升绿地整体增汇减碳效能。

（四）构建智慧能碳支撑系统和碳服务体系

建立完善园区用能和碳排放管理制度，提升能耗和碳排放监测管理水平。通过人工智能、工业互联网和物联网、智能传感等数智技术，搭建覆盖能耗和碳排放数据采集、监测、核算、分析、预测、预警、决策支持等功能在内的一体化能碳管理平台。构建一体化低碳服务平台，为园区内企业提供碳资产管理、绿电交易、碳核查、碳足迹、企业能源服务等综合服务，引导企业建立碳资产管理制度和环境信息披露机制。

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市场、技术、模式、管理与政策协同破局

零碳园区不仅包括零碳电力供应，而且包括零碳热冷水汽、企业节能降碳、低碳产业培育、绿色交通、零碳建筑、固废综合利用、废水循环利用、生态碳汇等，是一项系统性综合工程，需要市场、技术、模式、管理与政策协同破局。

市场机制上，增强用能企业碳减排动力与效益。碳市场方面，当前大量高排放企业未纳入碳排放管控范围，部分企业纳入碳排放管控范围，但碳配额发放较宽松、控排企业在碳市场卖碳配额收益有限。建议落实中办、国办《关于推进绿色低碳转型加强全国碳市场建设的意见》精神，扩大碳市场覆盖行业和企业范围，碳配额总量逐步由强度控制转向总量控制，保持碳价水平合理预期；探索园区内企业进行内部碳配额调配，增强用能企业碳减排动力与效益。电力市场方面，合理确定零碳园区绿电直连项目费用与分摊，提高高比例绿电供应的经济性；降低园区分布式能源、储能等规模小的资源参与电能量市场、辅助服务市场门槛，完善参与电力市场的交易机制，通过电力市场获取更多的收益。强化绿电市场、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，提升园区低碳发展的内生动力。

技术研发上，积极开展零碳负碳技术研发示范。在零碳园区能源规划方面，研发多能流混合建模、多能互补协调运行仿真优化技术等。在能碳数字化方面，发展物联网、区块链碳账本、数字孪生等技术。在钢铁等重工业型零碳园区，与耗能企业探索布局集中式/分布式新能源制氢氨醇、碳捕集利用与封存、智能微电网等技术；在公共建筑型零碳园区，积极推广应用建筑光伏一体化、电驱式热泵、大容量蓄热蓄冷、车网互动等新技术。

商业模式上，探索能碳管理整体解决方案。零碳园区为传统能源企业转型为世界一流综合能源服务商提供巨大机遇。除发展清洁能源、综合能源服务和能效提升等业务外，可探索园区氢能业务，发展集中式风光制氢一体化或分布式新能源制氢，为零碳园区提供绿色工业原料、交通燃料；以零碳园区调节能力较强的企业为重点，发展虚拟电厂、负荷聚合商等业务，实现企业能源优化调度和市场交易；紧扣企业“碳需求”开展“碳服务”，发展ESG咨询、碳足迹核算及评价、碳标识认证、碳汇库建设、碳汇产品交易、碳金融产品开发、碳足迹碳标签等。

管理体系上，建立统一规范的园区碳排放核算体系。目前，地方政府和部分协会团体发布系列园区碳核算团体标准，但存在彼此间计算方法差异大、核算气体范围不一、核算边界多变、核算内容多样等难题。建议发布操作性强、国家层面权威的园区碳排放核算指南和标准，明确零碳园区碳核算及排放强度等绩效评价所采用的边界和核算范围；通过物联网等技术对园区内能源消耗、碳排放源和环境质量进行实时监测，实现数据的全面共享与系统联动，提升活动水平和排放因子等数据的质量（包括完整性、来源可靠性、代表性、逻辑合理性和不确定性）；及时更新本区域电网平均电力碳排放因子，关注原料用能、燃料用能、能源消费总量与能源相关碳核算的衔接。

支持政策上，创新零碳园区多层次激励机制。在用好针对零碳园区建设的中央预算资金、政策性银行中长期贷款、地方专项债、企业发债等政府资金和税收优惠、专项补贴基础上，探索发行零碳园区专项债、公募REITS等，吸纳社会资本和金融机构的绿色力量。推广碳质押贷款和碳基金等碳金融工具，企业利用碳配额或CCER作为抵押，申请融资以提高碳资产的市场流动性。探索基于“碳效益”的动态财政支持机制，根据园区的实际减排效果调整补贴力度，以此激励园区和企业持续推动低碳转型。推动跨部门政策协作，优先为零碳园区提供用地指标、简化清洁能源接入流程等。