近年来，受国内节能减排政策及国际绿色贸易壁垒影响，工业园区转型迫在眉睫，绿电比重大小、碳排放高低成为企业入驻园区的新衡量标准。零碳园区不能简单理解为低碳发展的进一步深化，而是通过先进零碳技术集成应用、运营和管理模式创新实现的一种“跃迁式”发展。

作为产业集聚的主要载体，园区绿色化、低碳化建设是新一轮产业碳中和革命和应对国际碳贸易壁垒的内在要求。全国现有1.5万多家工业园区，碳排放量占全国的31%。过去十年来，我国持续推进低碳/近零碳/零碳园区试点示范建设，“自下而上”在工程和技术实施路径、运营和管理模式、政策激励和保障等方面开展了探索，取得了积极成效，但仍面临技术经济性和体制机制诸多挑战。2024年中央经济工作会议首次提出“建立一批零碳园区”，2025年《政府工作报告》提出“建立一批零碳园区、零碳工厂”，为这项改革开启了新的阶段。

一、我国低碳/近零碳/零碳园区建设进展

零碳园区是指在一定时期内，通过产业、能源、交通、建筑、消费、生态等多领域技术措施的集成应用和管理机制的创新实践，以技术降碳为根本并辅以碳抵消，最终实现园区边界内温室气体排放大幅下降及净零排放/碳中和。近年来，受国内节能减排政策及国际绿色贸易壁垒影响，工业园区转型迫在眉睫，绿电比重大小、碳排放高低成为企业入驻园区的新衡量标准。

（一）零碳园区政策体系不断完善

2014年5月，按照《工业和信息化部 发展改革委关于组织开展国家低碳工业园区试点工作的通知》要求，经组织推荐、遴选和评审、公示，确定了第一批55家试点园区，并下发了《国家低碳工业园区试点实施方案编制指南》。2015年12月，第二批12家国家低碳工业园区试点实施方案批复通过。“十三五”“十四五”《国民经济和社会发展规划纲要》均将开展“近零碳排放示范区建设”作为重要任务。2021年9月，生态环境部印发的《关于推进国家生态工业示范园区碳达峰碳中和相关工作的通知》明确，所有示范园区均应将实现碳达峰碳中和作为重要目标，并制定相应的实施路径举措，并以此作为示范园区创建、验收和复查评估的重点考核评价内容。2021年10月，生态环境部印发《关于在产业园区规划环评中开展碳排放评价试点的通知》，优先选择涉及碳排放重点行业或正在开展规划环评工作且具备碳排放评价工作基础的国家级和省级产业园区先行先试。2025年7月，国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局联合印发的《关于开展零碳园区建设的通知》（以下简称《通知》）进一步明确了零碳园区的创建方式、建设路径、评价指标和核算方法。作为工业节能降碳的核心载体和新质生产力培育平台，零碳园区建设进入规模化、规范化发展的“快车道”。

（二）地方零碳园区建设全面推进

截至2025年6月，全国31个省份均已开展零碳园区试点，其中21个省份将其纳入2025年度政府重点工作，在建项目超100个，覆盖长三角、粤港澳、京津冀等主要经济圈及中西部能源基地，涵盖高新技术产业园、新能源装备基地、港口物流园、科技创新园、化工园区等多种类型。江苏、内蒙古等20个省份已出台专项政策文件，部分配套制定了评价标准和激励措施。目前，零碳园区建设在促进经济发展的同时，节能减排成效显著，部分示范园区可再生能源占比达40%以上，碳排放强度下降30%～50%。

（三）零碳园区建设路径呈现出差异化特征

零碳园区建设主要通过能源结构清洁化、产业结构去碳化、基础设施零碳化、资源利用循环化、碳管理数智化五大建设路径来实现。各地因地制宜探索差异化发展路径。江苏、浙江等东部沿海地区侧重打造“产业升级+可再生能源高比例应用”模式；内蒙古、青海等中西部能源富集区侧重打造“绿电基地+零碳产业协同”模式，如内蒙古鄂尔多斯零碳产业园、青海柴达木绿色微电网算力中心等；云南、海南等生态敏感地区着力打造“低碳旅游+碳汇增值”模式，如博鳌会展中心实现全生命周期碳中和；北京、上海、成都等城市近郊新区侧重选择“低碳能源+智慧低碳社区”模式。这些实践形成了“全国统筹、地方特色”的发展格局，为不同类型园区零碳发展提供了可复制的规划和建设经验。

二、当前零碳园区建设存在的问题与挑战

零碳园区不能简单理解为低碳发展的进一步深化，而是通过先进零碳技术集成应用、运营和管理模式创新实现的一种“跃迁式”发展。近年来，我国制造业整体生产效率提升较大，瓶颈在于如何在短期内实现零碳目标，这需要园区在供能结构等方面做出革命性调整。

（一）隐性的体制机制障碍

绿电直连是国际碳足迹标准认可、企业应对国际碳贸易壁垒的关键减排路径，但须满足可追溯性（通过绿证或物理直连验证来源）、额外性（确保新增可再生能源）、无重复计算（环境权益唯一归属）等核心要求。虽然国家已出台绿电直连、“隔墙售电”等政策，但受地方电压等级限制（普遍要求10kV以上）、交易规模门槛（多数省份设定1万千瓦时起售）等制约，分布式新能源难以就近消纳。市场机制方面，跨区域绿电交易存在三大痛点：缺乏国家级交易平台，导致各省间交易成本增加15%～20%；输配电价重复计费使最终电价上浮0.1～0.15元/千瓦时；过网费定价未体现距离衰减原则，50公里内绿电直供成本反超电网购电。管理体制上，园区微电网受制于传统调度模式，第三方接入面临技术和制度壁垒，增量配电网改革推进缓慢。部分地区仍明文规定，优先消纳本地煤电，形成隐性政策壁垒。

（二）激励与约束政策须进一步完善

尽管《通知》提出“地方政府专项债券、政策性银行信贷支持”等融资渠道，但实际落地仍面临多重困境，过于依赖财政资金。在政策协同方面，现有激励措施与全国碳市场、自愿减排交易市场等市场机制缺乏衔接和联动，如广西某园区虽实现光伏自给，却未能对接碳市场，减排效益无法变现；江苏无锡“源网荷储+虚拟电厂”等创新模式仍主要依赖财政补贴，市场化运行机制尚未完全建立。在技术层面，氢氨醇等绿色替代燃料/原料、工程碳捕集、利用和封存（CCUS）等关键技术仍处于示范阶段，新型储能成本居高不下，导致投资回报周期普遍超过10年，严重削弱了市场主体参与的积极性。在收益机制层面，绿电溢价空间有限，碳减排收益尚未形成稳定预期，综合绿色能源服务、碳中和解决方案等新型商业模式的经济可行性仍待验证。

（三）数据基础和科技创新支撑能力薄弱

绝大多数工业园区温室气体排放数据基础薄弱，园区碳排放监测网络覆盖不全，碳排放底数不清，特征不明，碳排放管理体系欠缺，难以为零碳园区建设提供有力的支撑。由于工业园区在国家统计体系中不是独立的统计单元，园区碳排放也缺乏统一的、稳定可靠的数据来源，不同园区间的数据可比性不足。大部分园区缺乏专业的碳管理团队，碳盘查和核算工作多依赖第三方机构临时性服务，持续性管理能力薄弱。数智技术和园区零碳化建设融合创新不足，在能源数据收集处理、整合分析、数据监控与反馈机制等方面能力缺乏，不利于园区精准减排。技术创新与数智建设激励机制不到位，企业在推动节能降碳及零碳/低碳工艺流程再造技术和管理创新方面动力不足。

三、更高质量推动零碳园区建设的建议

全面贯彻落实中央经济工作会议决策部署，在低碳/近零碳/零碳排放示范工程建设基础上，加快推动零碳园区建设，推动工业节能降碳和新质生产力发展，提升产业竞争力，更好地应对国际碳贸易壁垒的挑战，推动“双碳”目标顺利落地。

（一）深化电力市场化改革

对接国际碳足迹认证相关要求，制定全国统一的“隔墙售电”实施细则，取消电压等级、交易规模等不合理限制。建立跨区域绿电交易平台，推行“区块链+绿电”溯源交易模式。试点园区微电网自主调度运行机制，赋予增量配电网独立运营权。完善价格形成机制，制定差异化过网费标准，对50公里范围内绿电直供减免输配电费，将碳减排收益纳入电价形成机制。建立跨省区绿电消纳配额交易机制，将可再生能源消纳纳入地方政府考核指标，清理妨碍绿电消纳的隐性壁垒，实现规模化的“以绿制绿”。建设智能调度平台，实现源网荷储协同优化，强化配套支持措施。

（二）建立健全零碳园区建设激励政策体系

构建多层次财政支持体系，中央财政统筹现有渠道，加大对零碳园区建设资金支持力度，地方配套实施“以奖代补”政策，对关键技术应用给予补贴。建立碳排放双控制度与园区碳减排的挂钩机制，建立零碳园区碳减排量与全国碳市场、自愿减排交易市场的联动机制。拓展绿色投融资对零碳园区建设的支持方式，通过建立绿色供应链专项基金等多种方式引导多元化金融机构共同参与，鼓励地方积极探索绿色信贷、绿色债券、绿色基金等绿色金融手段。建立市场化收益机制，推动园区参与电力辅助服务市场、碳市场交易，允许储能设施通过容量电价和电能量市场获取双重收益。

（三）强化零碳园区基础支撑能力建设

建立健全工业园区温室气体统计、核算与披露制度，研究制定不同类型园区温室气体排放核算体系和排放数据统计制度，明确核算边界、核算方法与实施细则，科学支撑零碳园区目标和方案制定。加强数智技术与园区零碳化建设融合发展，运用人工智能、大数据、云计算、物联网等先进技术，构建园区数智化能碳管理平台、数字化碳监测与治理平台，加强对园区能耗、温室气体排放的动态管理。加强对企业绿色低碳技术创新的扶持力度，建立完善绿色低碳技术评估、交易体系和科技创新服务平台。提升园区管理部门对零碳园区建设的认知水平和决策能力，加强碳排放统计、核算、监督考核等方面的专业机构和人才队伍建设，提升园区碳管理水平。