零碳机遇，莫让“风口”变“泡沫”- 大数跨境

产业创新探索

2026-08-30

导读：零碳园区，零碳工厂，现在很热。近日，国家能源（850101）局召开全国可再生能源（850101）电力开发建设月度调度视频会，零碳园区被点名“全力推进”。

零碳园区与零碳工厂已成为当前能源转型的热点。

近日，国家能源局召开全国可再生能源电力开发建设月度调度视频会，明确提出“全力推进”零碳园区建设。随着《能源领域节能降碳行动计划 (2026—2028 年)》正式印发，零碳园区首次被纳入能源专项政策顶层设计。同期，《“十五五”碳达峰行动方案》确立目标：到 2030 年建设约 100 个国家级零碳园区及 500 个零碳工厂。目前，浙江已公布 39 个省级培育名单，甘肃、青海、山西等地也纷纷跟进，各省建设方案密集出台。

政策驱动下园区建设初见成效

各地在零碳园区建设上已取得阶段性成果。杭州某老牌工业园区在获得 1 亿元国家超长期特别国债支持后，年碳排放下降 3484 吨，强度降低 18.35%，核心建筑实现负碳运行。河南某经开区从盐碱地蜕变为总投资 310 亿元的超级电池工厂基地，入选首批国家级零碳园区名单。江苏某高新区建成规模领先的近零碳微电网，年综合收益超 1232 万元。截至 2026 年 4 月，全国已有 99 个绿电直连项目完成审批，总装机达 3405 万千瓦。这些案例表明，零碳建设正从概念试点走向规模化实践。

落地困境：申报热背后的四大痛点

尽管前景广阔，但零碳园区仍面临“申报热、落地冷”的挑战，主要受制于以下四大根源：

一、经济性存疑，资金压力大

零碳建设属于重资产投入，如华北某园区专项规划投资高达 160 多亿元，集成改造动辄数十亿，而回报周期长达 6 至 10 年。在地方财政压力较大的背景下，资金不足成为普遍痛点。许多园区仅停留在安装光伏、购买绿证等单点动作，缺乏能源供给、产业降碳与运营管理的系统协同，导致降碳效果大打折扣。

二、标准体系滞后，评价机制不明

零碳概念泛化，碳排放核算方法不统一，缺乏一致的第三方核查与认证机制。出口型、内需型、资源富集型及存量改造型等各类园区面临的约束条件各异，但现行标准往往“一刀切”，难以适应多元化需求。

三、能力短板突出，专业人才短缺

零碳建设技术集成成本高，多主体协同机制不畅，且复合型碳管理人才稀缺。部分中小园区转型能力薄弱，出现“建得成却转不动”的局面。

四、绿电直连仍有梗阻，细则待落地

虽然"688 号文”开启了“多用户拼团拉专线”的政策通道，但输配电费及系统运行费照付，关键细则交由各省自定，经济性改善有限。东部地区本地绿电资源匮乏，加之增量配电网与电网公司在调度权、结算权等方面存在长期争议，导致绿电直连在实际操作中仍难落地。

政策回应：从“要政绩”转向“要实效”

针对上述堵点，近期密集出台的政策逻辑清晰。"688 号文”突破制度瓶颈，推动零碳园区从“单企专线”升级为“多企拼团”；《能源领域节能降碳行动计划》大力支持新型储能及长时储能应用；《“十五五”碳达峰行动方案》引导新建项目向零碳园区集聚。浙江、青海、甘肃等地的方案更在单位能耗、清洁能源消费占比及绿电供应比例等方面设定了量化指标，旨在将零碳园区建设拉回“实效”轨道。

破局关键：构建可持续商业模式

政策虽已铺路，但基础问题如碳核算标准、国际互认及巨额资金缺口仍未完全解决。零碳园区并非公益事业，不能单纯依赖财政补贴，必须建立让建设者盈利的可持续模式。

行业共识认为，成熟的商业模式应是“运营收益分成 + 碳资产收益 + 电力市场套利”的组合。目前光储入区已形成节电、绿证绿电价值、碳资产及政策融资优惠四条收益路径。例如，某新能源虚拟电厂通过削峰填谷交易实现度电增收约 0.3 元；江苏某高新区“光储充 + 冷热电”全要素微电网年收益超 1200 万元。研究表明，随着绿电经济性提升及碳价上涨，园区有望跨越成本收益平衡线，实现良性循环。

然而，现有成功案例多为个例，尚未形成普遍现象。零碳园区从“盆景”变为“风景”，任重道远。其未来取决于三个核心问题的解决：能否算清经济账，让投资者获得合理回报而非依赖输血；能否打通机制梗阻，让绿电直连从“制度允许”走向“经济可行”；能否建立可持续商业模式，实现运营者盈利、企业降本与环境获益的多赢局面。

零碳建设是一场马拉松，唯有行稳致远，让建设者获得合理回报，让绿色转型真正利国利民，方能兑现“全力推进”的承诺。

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