【专家观点】园区与城市零碳转型及其配套政策机制——国际实践与中国特色

一、能源转型的底层逻辑与零碳园区的系统定位

在全球碳中和的宏观愿景下，零碳园区的建设已超越单纯的工程示范范畴，成为能源系统转型深化的关键载体。当前，能源转型正经历深刻的阶段性演变。在转型1.0阶段，行业主要依托传统集中式电力系统的存量调节能力来发展新能源，尚未产生显著的额外系统成本。然而，随着新能源渗透率提升，原有系统调节能力日趋饱和，转型步入2.0阶段，即“分布式电力系统”阶段。此时，新能源发展的系统成本上升，用户侧自发自用的经济性开始显现，迫切需要解决分布式系统与大电网之间的利益矛盾与成本分摊问题。

展望未来，能源转型将迈向3.0阶段，即构建“分布式能源系统”。零碳园区正是这一阶段的核心形态，其本质是在现有的纵向能源大系统中横向切入，形成一个独立的分布式智慧能源系统。不同于单一的电力平衡，零碳园区通过整合电、热、冷等多种能源形式，利用非电平衡手段（如储热、储冷）替代昂贵的电力储能，从而大幅降低新能源消纳的系统成本，实现更经济的能源自给与碳减排。

二、国际实践的镜鉴 

纵观国际经验，成功的零碳园区往往依托于成熟的市场机制与完善的配套政策，而非单纯的行政指令。丹麦卡伦堡工业生态园通过“工业共生”模式提供了典型范例。该园区并非预先设计的产物，而是企业基于经济利益自发形成的合作网络。在严格的环境税与排污费倒逼下，企业将废弃物（如余热、粉煤灰）转化为资源进行交易，加之丹麦推行的区域供热体制，使得电厂余热能够接入市政管网，实现了经济效益与环境效益的双赢。

德国欧瑞府（EUREF）零碳园区则展示了“极致节能+分布式平衡”的路径。其首要步骤是通过超低能耗建筑和智能楼宇管理系统大幅降低初始能源需求，进而利用生物质热电联产、光伏及智能微电网实现本地能源供给。值得注意的是，德国成熟的“售电与输配电分离”体制为园区发展提供了关键支撑。电网公司的收入与售电量脱钩，主要源于网络使用费，因此不排斥园区的分布式能源接入；同时，园区内的产消者可直接参与电力批发市场与辅助服务市场，通过灵活调节获取市场收益。

三、我国相关政策机制的演进与挑战

相较于国际成熟的市场环境，我国零碳园区的建设面临电力市场化改革尚未完成的特殊国情，政策重点正逐步从行政推动转向构建市场化的成本分摊与消纳机制。近期出台的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（1192号文）具有里程碑意义。该文件首次清晰界定了“就近消纳”项目的物理边界与安全责任，并确立了以“容量（需量）”为基础的稳定供应保障费机制，替代了部分输配电量电费。这一改革解决了长期以来源网荷储一体化项目中“大网”与“小网”的费用分摊难题，为零碳园区作为独立主体与公共电网的经济结算提供了制度框架。

与此同时，新能源上网电价政策（136号文）推动了新能源全面入市。虽然该政策旨在通过“场外差价结算”保障新能源企业的基本收益，但也引入了现货市场的价格波动风险。特别是随着光伏装机激增，午间“负电价”现象频发，单纯依赖全额上网的模式面临收益下降的挑战。此外，绿证政策与碳市场的扩容也为园区带来了新的机遇。2025年起，高耗能行业将面临强制性绿电消费比例考核，绿证与碳配额（CEA/CCER）将成为园区企业实现环境价值变现的重要渠道。

四、发展路径建议

当前，部分地方政府和企业在零碳园区建设中仍存在误区，往往沿用“项目思维”，倾向于筛选基础条件最好、最接近指标体系的项目进行申报，以获取短期补贴。这种“掐尖”式的示范缺乏可复制性，无法解决广泛存在的能源转型难题。真正的高质量发展要求确立“系统思维”，即不依赖高额补贴，而是通过商业模式创新和系统优化，探索出具有经济竞争力的减碳路径。

在具体实践层面，零碳园区必须打破单一企业的物理边界，统筹利用区域内的余热、余压等资源，实现能源的梯级利用。例如，远景能源在赤峰的绿电制氢氨项目提供了创新范式。该项目并未依赖昂贵的大规模储能来平抑风光波动，而是重构了工业生产逻辑，采用了宽负荷电解槽和动态合成氨工艺。这种“柔性生产”模式能够主动适应新能源的波动性，在完全离网的情况下实现了接近传统工艺的成本。这表明，通过智能化手段构建灵活可调的分布式能源系统，完全可以在缺乏补贴的情况下实现商业闭环。

总体而言，零碳园区不应仅被视为一个单纯的建设工程，它是承载新能源大规模就近消纳、推动高碳产业低碳转型的战略平台。未来，随着电力体制改革的深化和碳定价机制的完善，零碳园区将成为地方政府招商引资的新引擎和区域经济绿色增长的核心动力。

编辑：于悦

本文来源：文章内容整理自中国社会科学院大学教授、工业经济研究所研究员朱彤博士在2025年首都职工教育培训示范点企业绿色转型管理技术特色教育培训的授课内容，内容有删节。