数字储能网讯：工业园区是国民经济的压舱石，同时也是能源消耗和碳排放的集中地。零碳园区建设既是园区减污降碳、发展新质生产力、实现高质量发展的内在要求，也有助于提升园区品牌，帮助企业提升产品绿色竞争力。园区不仅是产业载体，更是能源革命、数字转型和国际绿色竞争新优势的试验田。2025年12月26日，国家发展改革委等部门正式公布第一批国家级零碳园区建设名单，共计52家园区。

各园区的资源禀赋和产业结构不尽相同，需要探索差异化建设路径，高效推进零碳园区建设。多个省份已陆续发布省级零碳园区建设方案，第二批国家级零碳园区申报也即将启动。本文通过总结不同类型园区的零碳建设路径，剖析零碳园区建设的核心挑战，以期为零碳园区高质量发展提供参考。

零碳园区评价体系

零碳园区评价体系是指导建设方向的“指挥棒”。国家级零碳园区评价指标体系采取“1+5”框架，体现了“核心约束与路径引导”的理念。单位能耗碳排放为唯一核心约束指标，即年能耗20万~100万吨标煤的园区需≤0.2吨/吨标准煤，100万吨以上园区需≤0.3吨/吨标准煤。对于大多数园区来说，需实现约90%的深度脱碳方能达到该核心指标要求，这对能源零碳化，尤其是绿电替代，提出了刚性要求。引导指标共5个，主要围绕能源转型、产业低碳、资源循环、运营管理和技术创新等各方面（见表1），起到路径引导的作用，不适用的情况可进行说明。

各省陆续发布了省级零碳园区建设方案，园区通常需先申报省级零碳园区，再择优推荐创建国家级零碳园区。各省基本沿用了“核心约束与路径引导”的模式，结合当地资源禀赋与产业定位，构建了更具操作性的差异化指标体系。核心约束指标为单位能耗碳排放，部分省份形成省级-国家级梯级提升目标。如山东省单位能耗碳排放目标值为年能耗5万~100万吨标准煤的园区需≤0.8 吨/吨标准煤，100万吨以上园区需≤1吨/吨标准煤；海南省将园区类型分为工业园区和非工业园区，其中工业类园区≤0.4吨/吨标准煤，非工业类园区≤0.3吨/吨标准煤。

零碳园区建设路径

根据第一批国家级零碳园区建设实践，可总结六大可供借鉴的经验。

高位推动，强化政策引领与跨层级协同。通过主动对接部委争取战略赋能，组建省级专班攻坚存量负荷、配电网建设等核心难题，并健全地方政策体系（如山东源网荷储细则、广东应对绿色贸易方案），形成多层次政策合力。

高标谋划，科学规划与专业机构支撑。依托专家库与专业机构（如山东“专家库+实地帮扶”体系），开展专项规划编制与关键技术试点。典型案例如山西大同联合设计院制定“风光发电+增量配网+基础设施”一体化方案，有效提升了建设的科学性与实操性。

以绿制绿，精准对接与链式发展。立足禀赋促进产业与绿电双向赋能。精准对接碳敏感型企业，如广东支持出口园区，福建宁德打造零碳制造样板。深化产业链垂直整合，如青岛海尔卡奥斯生态园创新采用“光伏+储能+零碳蒸汽”综合供能模式，带动上下游20余家企业绿色改造；云南发挥“一企带一链”效应，构建“以绿电造绿品、以绿品促绿电”的循环生态。

绿电供应，创新模式与稳定供应体系。探索“模式创新+基建配套+机制保障”的直供路径。模式上，内蒙古推行“政府+企业”配售电协同，江苏盐城创新“公共电网+物理溯源”一对多直供模式并获国际认证；机制上，山东通过源网荷储协同与电价改革，实现部分园区绿电直供价低于市场价0.2元/千瓦时，保障经济性与稳定性。

标准引领，地标国际互认与碳管理赋能。推动地方标准国际化（如江苏盐城深化与英国标准协会BSI、通标标准技术服务机构SGS互认），并强化碳足迹管理。如云南依托高比例绿电优势，建设绿色铝、硅光伏等产品碳足迹因子库，全省已有66个产品获碳足迹认证，为出口提供“绿色护照”。

场景示范，多场景融合本地产业特色。微电网领域，江苏常州实现光伏100%就地消纳，用能成本降25%；交通领域，盐城大丰港投放氢能重卡与共享单车；技术转化方面，广东推动18项绿色低碳先进技术落地，实现技术优势向产业优势转化。

国家明确提出了八大重点任务，按核心功能与资源禀赋划分为传统高耗能园区、外向出口型园区、绿色高载能型园区三类园区，其重点任务侧重点不尽相同（见表2），具体来看，石化、钢铁等传统高耗能园区碳排放主要来源为化石燃料燃烧和工业过程排放，用电碳排放仅占一部分，仅靠绿电无法支撑园区实现核心零碳建设目标，且园区厂区密集、厂房荷载有限、新能源规模化装机空间受限，故应以节能改造、循环经济、数字化与制度管控为核心路径。外向出口型园区侧重碳合规与绿电溯源，应以新能源开发、储能配套、碳抵销与数字化管控直接适配外贸低碳合规需求。绿电资源禀赋型园区依托清洁能源富集优势，以能源结构替代为核心减排路径，以新能源开发与储能调度为核心措施。

零碳园区建设的核心挑战

零碳园区建设主要面临可再生能源资源禀赋、能源体制机制、能碳精细化管理、国际规则接轨等方面的深层挑战。

可再生资源禀赋不均。根据国家级零碳园区建设目标，完成建设需实现清洁能源消费占比≥90%、单位能耗碳排放降至≤0.2吨/吨标准煤等指标，其中清洁能源中购买绿电的比重不得超过一半，剩余部分应通过绿电直供等途径满足。长三角属于典型的东部负荷中心，本地可再生能源开发潜力却相对有限。由于土地资源紧缺和建筑密度大，园区可铺设光伏的屋顶资源不足。数据显示，即便实现100%屋顶覆盖，本地光伏仅能满足园区约20%~30%的用电需求，远达不到评价体系中80%以上的非化石能源占比要求。海上风电虽前景广阔，但受用海审批、生态红线及高昂造价制约，短期内难以形成大规模、低成本的稳定绿电供给。

绿电直连与跨省交易的体制有待完善。为弥补可再生能源缺口，园区高度依赖外部绿电及内部分布式光伏就近消纳，机制亟待创新突破。近年来，国家相继出台《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》及《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》，江苏省、山东省、内蒙古自治区等地开展试点，绿电获取渠道有所拓宽，但还存在一定挑战。如绿电交易常无法实现小时级实物电量对应，“买到绿证≠用到绿电”，绿证难以满足欧盟CBAM对产品碳足迹物理溯源的要求。此外，园区在推进多用户直连时需自行协调多方利益，显著推高了协调成本与运营风险。

技术成熟度与经济性不足。零碳园区建设的技术体系复杂，技术成熟度差异大，如氢能储运等技术仍处示范阶段或商业化早期阶段，导致技术选型困难，短期内缺乏可在园区层面规模化应用、经济可行的成熟方案，部分前瞻技术（如CCUS、固态电池）尚未形成可规模化应用路径。此外，零碳改造成本高、周期长，能源节约、品牌提升、碳资产等收益在较长周期内才能实现。此外，余热、余压、余电在园区内部的梯级利用机制、市场化交易与计量结算机制尚需完善。

能碳平台精细化管理能力有待提升。理想的零碳园区能碳平台具备以下核心功能，一是源荷协同能力，即通过AI算法进行小时级源荷预测，智能调度储能与柔性负荷，将净负荷曲线“塑形”以贴近新能源出力。二是市场响应能力，即作为虚拟电厂聚合终端，实时响应电力市场价格信号。三是全链追溯能力，基于区块链技术实现全生命周期碳足迹追溯。现行平台多处于“事后统计”的低阶阶段，数据颗粒度不足（仅覆盖一二级电表静态数据），缺乏生产工艺级分项计量。“静态监测”与“动态市场”不匹配，存在“高价充电、低价放电”风险，削弱零碳项目的经济性。

国际碳核算规则接轨的压力。零碳园区建设不仅要满足国内评价，更要服务于出口企业的国际合规需求。欧盟CBAM（碳关税）及新电池法等法规要求，进口产品必须提供基于“小时级绿电物理匹配”和“地域特定排放因子”的碳足迹报告。目前企业层面的零碳排放核算方法、标准体系还不清晰，需在国家标准的统领下细化明确，从依赖购买碳信用抵销排放向优先实际减排的模式转变。亟待对接不同国际规则下的标准认证体系，推动国内国际在标准认证体系上的互认。

配套政策与机制协同建议

针对上述挑战，应以体制改革、技术创新与标准对接为抓手，构建零碳园区高质量发展的支撑体系。

明确并试点绿电直供技术与制度路径。与国网、发电企业开展潮流溯源、绿电专变与中长期购电协议（PPA）试点，形成可复制的“就近消纳+可核算”模式，并在园区内先行放开结算与优先接入。推进建设跨省绿电专线，推动园区与区外能源基地签订长期购电协议，探索“点对点”直供通道，简化过网手续。

推动技术创新并升级能碳平台功能。积极为园区和企业提供常态化绿色金融和技术对接等支持，推动融资模式和技术应用创新。将能碳管理平台由“展示窗”升级为“驾驶舱”。强化预测优化功能，整合第三方资源建设产品碳足迹公共服务平台。

探索建立与国际接轨的标准认证体系。通过整合龙头企业和国际化标准认证机构力量，构建既能与国际规则有序对接、又根植于产业实际的“本土化”数据溯源和标准评价认证体系，助力企业降低合规成本，构筑零碳制造规则竞争优势，提升产业竞争力。