以零碳园区为样本，看《生态环境法典》绿色低碳发展编如何重塑电力行业发展格局

法典第四编以“一般规定”开篇。第九百三十八条、第九百三十九条明确本编适用于循环经济、能源节约与绿色低碳转型、应对气候变化等活动，要求国家健全绿色低碳发展机制、完善转型政策体系；第九百四十条、第九百四十一条将“绿色低碳循环发展经济体系”和“清洁低碳安全高效的新型能源体系”确立为法定目标；第九百四十八条规定健全绿色低碳标准体系，第九百四十九条从国家机关、企业、公民三个层面规定绿色低碳责任。

法典以"一般规定"为统领，勾勒出绿色低碳发展的制度目标、责任体系和标准框架。这些目标、体系与框架看似宏观，却在零碳园区这一空间单元中集中落地。法典要求的“绿色低碳循环发展经济体系”和“新型能源体系”两大目标，在园区里被910号文具象为可测量的指标体系；法典第九百四十八条要求的“绿色低碳标准体系”，在园区里体现为统一的单位能耗碳排放核算口径、能碳管理平台数据标准与产品碳足迹标识；法典第九百四十九条区分的“国家机关—企业—公民”三层责任，在园区里进一步细化为管委会（整体指标）、入驻企业（用能与技改）、能源服务商（系统建设运营）、电网企业（接入与保底供电）的多主体责任分工。

第二章“发展循环经济”，核心不在倡导节约，而在以减量化、再利用、资源化，把生产、流通、消费、回收、再制造纳入同一制度链条。第九百五十三条确立发展循环经济基本原则，第九百六十条要求通过绿色设计、使用清洁能源与原料、先进工艺从源头降耗减排、推进清洁生产。绿色低碳，由此从运行阶段的排放控制，延伸为贯穿全生命周期的制度要求。

（一）新能源并不享有“绿色豁免”

风电、光伏运行阶段几乎不产生化石能源排放，长期被视为绿色抓手。但循环经济规则提醒行业：其绿色属性不能只看发电，还要看设备制造、建设、运维、退役回收与无害化处置的全生命周期。第九百七十九条即规定，国家建立健全风电和光伏发电退役设备处理责任制度，从事风电、光伏建设运营的企业应自行或委托对退役叶片、组件等循环利用或无害化处置，并推进数据中心、通信基站等新型基础设施废弃物循环利用。风电叶片、光伏组件、储能电池、数据中心设备，不再只是退役后的处置问题，而是行业的法定责任环节。

（二）零碳园区不只解决用电绿色化

依据910号文及国家级零碳园区指标体系，园区除核心指标“单位能耗碳排放”外，还设有多项引导指标，其中就包括工业固废综合利用率不低于80%、余热余冷余压综合利用率不低于50%、工业用水重复利用率不低于80%（另含清洁能源消费占比不低于90%、园区企业产出产品单位能耗等方向性引导要求）。这与循环经济规则高度呼应：零碳园区不是单纯的“绿电园区”，而应同时实现能源低碳化、资源循环化和废弃物减量化。

910号文重点任务第四项“强化园区资源节约集约”更直接要求园区“健全废弃物循环利用网络，推进工业固体废弃物、余压余热余冷、废气废液废渣资源化利用”。由此，循环经济从企业内部的“点状改造”，延伸为园区层面的“系统循环”。

由此，电力行业的绿色竞争将从“发多少绿电”，延展至“如何组织绿色产业链、如何处理退役设备、如何形成循环利用闭环”，取决于能否建立覆盖设计、建设、运行、退役回收和再制造的全生命周期责任体系。

第三章是对电力行业影响最直接的章节。第一千零二条确立“节约优先、集约高效、创新驱动、保障安全、有序转型”原则；第一千零三条要求优化能源供应与消费结构；第一千零四条鼓励发展分布式能源、多能互补与综合能源服务，推广合同能源管理，并以阶梯、分时价格引导用能。能源转型不再是单纯增装机或压化石能源，而要通过结构优化、系统协同和市场机制推动供需两端共同转型——电力行业的功能，由“供电”扩展为“组织能源”。

（一）可再生能源优先开发利用成为法定方向

第一千零一十二条规定，国家支持优先开发利用可再生能源，合理开发、清洁高效利用化石能源，推进非化石能源安全可靠有序替代化石能源，提高非化石能源消费比重。可再生能源不再是补充性电源，化石能源也非简单退出，而是在替代过程中继续承担支撑功能。910号文亦要求加快园区用能结构转型、加强可再生能源开发利用、科学配置储能，因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等直接供应模式，鼓励参与绿证绿电交易，探索氢电耦合。

值得强调的是，“绿电直连”已从园区概念升级为一套成型的国家政策：2025年5月《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）率先规范单一用户绿电直连；2026年5月《关于有序推动多用户绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2026〕688号）进一步向多用户场景扩展，并明确“工业园区、零碳园区、增量配电网等的全部或部分负荷可就近接入新能源”；与之相关的《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知》（发改价格〔2025〕1192号）则解决了直连项目按容（需）量缴纳输配电费、系统运行费等成本分摊问题。这三份文件共同为零碳园区的“绿电从哪来、怎么连、费用怎么算”提供了完整的制度接口。

（二）新型电力系统在园区场景中具象化

第一千零二十二条要求加快构建新型电力系统，加强电源电网协同、优化跨区域通道、发挥特高压作用、推进电网智能化改造和智能微电网建设，提高对可再生能源的接纳、配置和调控能力。高比例新能源接入后，风光波动、供需时空错配、负荷侧调节不足、储能经济性、价格信号传导不畅等问题集中显现。

零碳园区恰是这些问题的微观场景：它同时包含电源侧（分布式光伏、分散式风电）、网络侧（增量配网、智能微电网、绿电直连线路）、负荷侧（工业、数据中心）、调节侧（储能、需求响应、虚拟电厂）与市场核算侧（绿电交易、绿证核销、能碳平台）。

零碳园区不是被动用能空间，而是一个小型新型电力系统，要解决的不只是“用绿电”，而是让绿电稳定、经济、可调度、可结算、可核算地被使用。这将重塑商业模式：能源电力企业的竞争力不再只取决于电源资产多寡，而取决于能否组织源网荷储协同、构建绿电溯源体系、设计结算机制、支撑客户碳管理。

（三）储能和氢能成为基础设施

第一千零二十三条推进抽水蓄能与新型储能，第一千零二十四条积极有序推进氢能开发利用。工业负荷要求连续稳定，而风光具有波动性，没有储能、需求响应、虚拟电厂和多能互补，园区难以兼顾绿色比例与供电可靠性。储能不再只是“配储”，而是提升自发自用、降低接网容量依赖、平滑出力、参与辅助服务的基础设施；氢能则可能在工业热负荷替代、绿色氢氨醇、长周期储能中发挥作用。

910号文明确鼓励园区“以虚拟电厂（负荷聚合商）等形式参与电力市场”；而688号文则进一步“优先支持算力设施、绿色氢氨醇等新兴产业和未来产业开展绿电直连”，储能、氢能、虚拟电厂在零碳园区里不是选配，而是重要的基础设施。

（四）0.2-0.3tCO₂/tce指标倒逼园区能源系统重构

国家级零碳园区核心指标为单位能耗碳排放：年综合能耗20万至100万吨标煤的园区不高于0.2吨二氧化碳/吨标煤（tCO₂/tce），100万吨标煤及以上不高于0.3。当前全国园区平均水平约2.1tCO₂/tce，意味着须较平均水平下降约90%。

这绝非一般节能改造或购买绿证可实现，须同时推进高比例可再生能源供给、终端电气化、绿电直连或就近消纳、储能与负荷调节、高耗能工艺替代、余热余压利用、能碳平台建设与产业结构优化。910号文重点任务第七项要求园区“建设覆盖主要用能企业的能碳管理平台”，正是为这一指标提供负荷监控、预测调配与核算支撑的数字底座。

零碳园区不是把电接进来，而是把能源系统重新组织起来；电力行业的核心能力，正从供电能力转向能源组织能力。

法典第四章是我国首次在法典层面系统规定应对气候变化制度，确立减缓与适应并重方针，将碳达峰碳中和、碳排放双控、碳排放统计核算、产品碳足迹、全国碳市场、温室气体自愿减排交易纳入法律框架。对电力行业而言，电力的价值不再只是电量、电价和可靠性，还包括碳属性、绿色属性、可核算属性和可交易属性。而零碳园区，正是把“碳属性”变成可申报、可验收、可交易资产的第一现场。

（一）碳排放双控上升为法典制度

第一千零三十二条规定，国家将碳达峰碳中和目标全面融入国家发展规划，实施碳排放总量和强度控制制度。行业合规逻辑由能耗、污染物、项目审批，扩展为总量、强度、配额履约、数据真实性和碳成本共同构成的综合约束。910号文以单位能耗碳排放为核心指标，本质上就是把碳强度约束嵌入园区评价，园区准入、企业管理、能源方案、绿电采购、数据报送与验收都将围绕碳排放指标展开。与之衔接，910号文还提出在零碳园区范围内创新节能审查和碳排放评价模式、探索区域审批或项目备案，并对多能互补、多能联供项目探索“一个窗口”审批，这意味着碳排放约束不仅是“考核标尺”，还直接嵌入了园区项目的准入与审批流程。

（二）碳排放统计核算决定绿色价值能否成立

第一千零三十五条要求建立健全碳排放统计核算制度，由统计部门组织核算，生态环境、市场监管部门制定重点行业核算标准，并建立国家温室气体排放因子数据库。碳数据是碳市场、碳足迹、绿色金融和绿色贸易的共同基础。

值得关注的是，2026年6月，国家发展改革委等五部门印发《非化石能源电力消费核算指南（试行）》（发改能源〔2026〕622号，下称“622号文”），明确可通过物理认定、交易认定和分摊认定三种方式核算，并强调同一层面每千瓦时只采用一种认定方式、只认定给一个主体，避免重复计算。

尤其关键的是，该指南首次建立省级、地市、电力用户三级核算体系，其中地市级核算兼顾区域管理与消费归属，直接为地方绿色发展评价和零碳园区建设提供了统一的核算基础；同时首次将绿证核销量纳入用户级消费认定，要求按绿证对应电量的生产时间计入相应核算年度、鼓励绿证及时核销，并设置交易认定上限。该文件与第一千零三十五条、一千零三十六条形成制度衔接，推动电能量交易、绿证交易与碳排放核算相互对接。

零碳园区若要真正成立，必须有数据底座：能碳平台、能耗、碳排放、绿电消费、绿证核销、产品碳足迹数据须形成统一口径和证据链，否则即便实做了减碳改造，也可能在核算、认证、审计和客户审核中无法体现价值。换言之，622号文把“绿色到底算给谁”这个此前模糊的问题制度化了——园区能否把每一度绿电、每一张绿证准确、唯一、可追溯地计入其碳账本，直接决定其单位能耗碳排放指标能否达标。

（三）产品碳足迹管理提升绿色电力的外部价值

第一千零三十六条规定开展产品碳足迹管理，建立核算、分级管理、标识认证和信息披露制度。对出口型制造业、供应链企业和高载能产业而言，用何种电力、能否证明绿电来源、绿证是否核销、有无重复主张、绿电是否具备时空匹配，都将影响碳足迹结果和客户认可。

若园区能提供可追溯、可核验、可证明的绿色电力消费体系，就不只是完成建设指标，更能帮助企业在供应链准入、客户审厂、绿色金融和国际贸易中获得优势，这也正是国家层面强调的“零碳园区拥有可溯源能源供应系统和全流程碳足迹管理体系，可帮助企业降低产品碳足迹、增强绿色竞争力”的政策意图所在。

（四）绿电、绿证、绿电直连、碳足迹和CBAM不能混同

绿电交易解决电能量及其绿色属性的市场化购买；绿证解决环境属性凭证；绿电直连强调物理供电关系与清晰溯源；产品碳足迹关注特定产品全生命周期排放；全国碳市场解决重点排放单位强制履约。尤须注意，在欧盟碳边境调节机制（CBAM）框架下，单纯购买绿证或参与一般绿电交易，并不当然满足使用实际低碳电力排放因子的条件，CBAM更看重能否证明“特定电量在特定时间被生产、输送并交付至特定生产装置”。绿电直连因物理溯源更清晰而更接近这一要求，这也是零碳园区优先发展绿电直连，而非仅靠绿证“账面达标”的深层原因，但仍需完整证据链支撑。第一千零三十七、一千零三十八条关于全国碳市场和自愿减排市场的规定，进一步强化了碳价值的法律基础。

未来电力的价值，不只在电表里，也在碳账本里；对零碳园区而言，谁能提供可信的绿色电力证据链，谁就能占据低碳竞争的主动权。

零碳园区是第四编制度精神的集中落地：循环经济对应到固废、余热、废水与退役光伏组件、风电叶片、储能电池、数据中心设备的处理；能源转型对应到可再生能源、绿电直连、储能、氢能、新型电力系统的组织；应对气候变化对应到单位能耗碳排放、碳数据、绿证核销、产品碳足迹与碳市场的合规。910号文的8项重点任务（用能结构转型、节能降碳、产业结构调整、资源节约集约、基础设施升级、先进技术应用、能碳管理、改革创新），与上述三组制度几近逐项对应，也几乎同步映射电力行业的能力重构。由此，电力行业至少面临四重重塑：

（一）主体重塑：从发电企业到综合能源组织者

电力企业不再只是卖电，而是参与组织园区能源系统，发电、售电、储能、虚拟电厂、综合能源服务的边界日益交叉，谁能提供源网荷储协同、绿电溯源、碳数据支撑和系统调节，谁就更可能成为核心参与者。这与688号文高度一致：该文件要求多用户绿电直连项目明确独立的主责单位，可由电源方与负荷方合资或由其他经营主体（不含电网企业）组建，统筹内部电源、负荷、线路、储能及运营平台，按“以荷定源”规划装机，并就产权、运维、平衡责任、费用结算、违约责任作出安排。910号文亦明确支持“地方政府、园区企业、发电企业、电网企业、能源综合服务商等各类主体”共同参与。电力服务已从单一供电关系转向复杂的能源组织关系，而园区正是这一新型主体关系的孵化器。

（二）资产重塑：从电源资产到绿色权益和碳数据资产

传统资产以电厂、线路、变电站等有形资产为主；零碳园区中，绿证、碳排放数据、产品碳足迹数据、需求响应能力、储能调节能力、虚拟电厂聚合能力都可能成为有价资源。随着622号文把绿证核销纳入用户级消费认定、把碳数据真实性直接与园区指标挂钩，碳数据的真实性与可核验性，决定绿色价值能否被监管、客户、金融机构和国际市场承认，也决定园区能否借助地方政府专项债、政策性银行中长期信贷、绿色债券等910号文列明的金融支持渠道实现融资。

（三）交易重塑：从购售电合同到多层次能源交易结构

购售电协议（PPA）、绿电直连协议、容量费分摊协议、储能服务协议、绿证权益协议、综合能源服务协议、虚拟电厂聚合协议、能碳数据协议、入园协议零碳条款，共同构成交易网络。其核心不是约定价格，而是安排电量、容量、绿色权益、碳数据、费用分摊和责任边界的关系：绿电PPA须明确电量、电价机制、绿证是否随电量同步转移、偏差电量与考核费用归属；绿电直连合同须明确源荷匹配、产权分界、运维责任、按容（需）量缴纳的输配电费与系统运行费分摊（发改价格〔2025〕1192号）、政策变化后的重新协商机制。尤其在多用户绿电直连中，各用户负荷曲线、用电规模、绿电需求和受益程度不同，688号文虽要求明确结算机制，但落到园区里，若各用户之间的电量分配、容量费分摊、绿色权益归属和偏差考核责任约定不清，极易形成长期争议，这正是零碳园区交易结构设计中最需要律师前置介入的环节。

（四）责任重塑：从供电责任到消纳、调节、核算和全生命周期责任

可再生能源消纳、绿电证明、源荷匹配、储能调节、碳数据真实性、退役设备循环利用等责任，都将进入行业运行体系。这也是园区法律风险集中之处：管委会或平台公司承担整体指标压力，但真正控制生产、用能、技改和数据报送的是入驻企业；能源服务商建设运营系统，碳排放结果却体现为园区和企业的合规结果；发电、售电、园区和用户可能都想主张绿色权益，但同一度绿电的环境属性只能被有效使用一次。因此零碳园区真正要解决的，不是“建不建”，而是目标如何分解、责任如何传导、权益如何归属、成本如何分摊、数据如何核验、风险如何承担。

《生态环境法典》第四编并非抽象宣示，而是通过“循环经济、能源节约与绿色低碳转型、应对气候变化”三组规则，重塑电力行业的发展基础。它真正改变的，不只是行业的合规边界，更是行业的价值边界：循环经济要求电力行业补齐设备全生命周期责任，能源转型要求行业从电量供应走向能源组织，应对气候变化则推动行业进入碳数据、碳责任与碳价值并重的新时代。

零碳园区正是这一变化的集中样本。随着首批52个国家级零碳园区进入建设阶段、“十五五”时期约100个国家级零碳园区目标渐次展开，能源电力企业未来的竞争焦点已提前显现：竞争的不再只是装机规模、发电成本和售电能力，更是绿色能源组织能力、系统调节能力、碳数据可信能力和低碳交易结构设计能力。

以能源与环境法律实务为支点，打通零碳园区从政策目标到项目落地的“最后一公里”，将成为法典化时代电力行业绿色低碳转型的重要支撑。