当前，我国零碳园区已从概念探索全面转入实施建设的关键阶段。从2024年12月中央经济工作会议首次提出，到2025年12月首批国家级建设名单落地，政策部署密集、推进蹄疾步稳，表明零碳园区已从“蓝图构想”变为“落地任务”。对于新能源资源禀赋优渥的西部地区，关键在于如何将“风光无限”的能源优势系统性地转化为驱动产业升级的“零碳竞争力”。甘肃已凭借《甘肃省开发区条例》的地方立法保障和清晰的梯度培育格局，在全国零碳版图中抢占了制度先机。然而，从“试点”到“示范”的跨越仍面临认知、资金、机制、协同四重深层困境，亟需完成一场从“项目思维”到“系统思维”的战略重构，以制度创新打通价值闭环，将西部“绿电洼地”锻造为服务国家“双碳”全局的战略资产。

发展现状及特点

甘肃零碳园区建设已步入体系化推进的新阶段，呈现出顶层设计密集、梯度格局清晰、模式差异鲜明的显著特征。

政策体系加速构建，多项制度筑牢落地支撑

在立法层面，2025年11月，甘肃省第十四届人大常委会第十九次会议审议通过《甘肃省开发区条例》，首次以地方性法规形式确立开发区绿色化、智能化、零碳化发展方向。在规划层面，2026年1月，甘肃省发展和改革委员会、甘肃省工业和信息化厅、甘肃省能源局联合印发《甘肃省零碳园区建设方案》（甘发改环资〔2026〕51号），同步出台省级零碳园区验收基础条件与引导指标体系，将“单位能耗碳排放”作为核心指标，按零碳园区、低碳园区分设0.3吨二氧化碳/吨标准煤和1吨二氧化碳/吨标准煤不同要求，形成清晰的差异化验收门槛；3月，省政府办公厅出台《关于培育建设零碳园区的意见》（甘政办发〔2026〕21号），从能源结构、产业结构、能碳管理、基础设施、安全保障、贸易规则适配、碳资产管理等维度，明确15项重点任务和6大保障措施，构建起“目标—任务—保障”全链条政策闭环。

试点布局梯次落地，分区路径各展所长

在试点布局层面，甘肃已形成“国家级示范引领、省级梯度培育、全域协同推进”的发展格局。2025年12月，庆阳“东数西算”产业园区和金昌经济技术开发区入选国家级首批建设名单；2026年4月，酒泉经济技术开发区、张掖经济技术开发区、武威民勤红沙岗能源化工工业集中区、天水经济技术开发区4个园区列入省级首批零碳园区建设序列。目前庆阳已印发零碳园区建设方案，其他5家园区正在编制建设方案。从功能定位看，各地市园区立足产业禀赋错位发展、特色各异。庆阳“东数西算”产业园区定位“绿电聚合+零碳算力”型园区，通过全国首个绿电聚合直供数据中心试点，力争实现智算中心主体100%绿电供应，推动“零碳算力枢纽”建设，其中，“绿电聚合”是指电源与负荷分别就近接入公网，各自作为独立的发用电主体参与市场交易，内部电量优先撮合匹配；金昌经济技术开发区依托世界级镍铜钴资源,聚焦“低碳有色冶金+新能源电池材料”发展方向，探索绿电直连、氢能冶金等低碳技术路径，借力金川集团龙头引领，带动8家骨干企业、联动70余家上下游配套企业链式协同降碳，构建“冶炼—材料—电池—回收”的绿色循环产业链；酒泉、张掖、武威、天水4市则分别聚焦新能源装备制造、绿电绿氢多能互补、精细化工新型材料、绿色高端智造，形成了全域覆盖、多点开花的培育格局。

关键难题

在政策快速落地的同时，甘肃及西部地区的零碳园区建设正面临四重深层困境。这些困境并非单纯的技术或资金短缺，而是根植于认知逻辑、商业模式、市场机制、协同治理和核算规则的结构性矛盾。

认知困境：降碳路径的“单一化”倾向

调研发现，部分地方政府、园区管委会及企业对零碳园区的理解存在片面的“路径简化”倾向，认为配置高比例新能源和储能即可实现零碳。这种将零碳园区等同于“新能源+储能+负荷”物理组合的认知，过度聚焦电力环节的降碳措施，相对忽视工业生产过程排放、固废利用、建筑交通等多领域协同减碳的复杂性。以某开发区为例，2022~2024年园区电力间接碳排放占比均值仅26.44%，而工业生产过程排放与化石燃料燃烧等直接碳排放合计占比高达72.46%。这意味着，即使实现100%绿电替代，仍有超过三分之二的碳排放需要通过工艺革新、原料替代、循环经济等途径解决。据清华大学《2024年工业园区碳中和路径研究》测算，单一能源改造对总减排贡献率仅32%~45%，而工艺革新与循环经济贡献率超55%。同时，“新能源+园区负荷+储能”的组合是大系统中实现自我调配的小系统，在可靠性相同的前提下，经济性必然不及大系统。深层根源在于相较绿电改造，工业过程减排涉及工艺改造、技术创新、供应链协同，落地链条更长、综合投入更高，短期成效难以量化显现，致使市场主体更偏好轻量化的能源改造路径。

资金困境：商业模式的“闭环化”缺失

零碳园区建设涉及基础设施、技术改造等多个领域，初期投资成本高昂。对甘肃这类欠发达的地区而言，资金压力尤为突出。以某试点零碳园区为例，仅能碳智慧园综合管理平台、余热清洁能源供热、中水处理厂、资源回收利用、运营中心等5个基础设施项目建设投资就超15亿元，虽然国家在《节能降碳中央预算内投资专项管理办法》（发改环资规〔2025〕1228号）中明确指出对重点行业节能改造、低碳零碳示范、零碳园区建设等项目补助不超过20%资金支持，但更多地还是要依赖省级财政资金和政策性贷款。同时，国家明确零碳园区建设必须在经济可行的情况下推进，目前来看由于缺乏可持续的商业运营模式，难以平衡长期投入与收益，可能面临“建设热、经营冷”的问题。深层根源在于零碳项目前期重资产投入特征突出，现阶段市场化碳收益变现渠道尚不健全，难以快速构建投入产出良性循环。

协同困境：直连发展的“均衡化”不足

国家出台多用户绿电直连政策后，为园区内企业“组团”使用绿电提供了新路径。但也打破了传统“电厂-电网-用户”的清晰权责边界，在内部协调和外部利益分配两个层面引发了新的矛盾。在内部协调层面，一是多用户项目参与主体众多，各参与方诉求差异大，跨主体沟通层级多、链条长，整体统筹协调难度大、成本高。二是项目内部投资分摊、收益分配缺乏统一的核算标准，易产生利益分歧与博弈矛盾。三是内部风险具有较强关联性、传导性，安全责任界定复杂，风险管控与责任追溯难度较大。在外部利益层面，一是电网企业存量资产回收压力凸显。存量负荷接入绿电直连后，现有电力设施易出现低负载、空载运行问题，造成存量资产闲置，电网企业存量资产合理收益和回收将受到显著影响。虽然政策明确项目主体可通过租赁方式协商使用其他主体的存量电力设施，但租赁定价机制、成本回收周期等核心规则尚未明确，电网企业存量资产合理收益缺乏保障。二是系统运行费分摊不均易加重其他工商业用户负担。并网型绿电直连项目系统运行费仅按实际下网电量计征，然而，并网型绿电直连项目相当于一个强波动性低载用户，加之新能源出力与公网新能源特性一致，既需要公网提供大量调节资源，又因实际下网电量较少，现有系统运行费标准无法完全覆盖项目波动带来的系统成本，相关成本将转嫁到其他工商业用户承担。深层根源在于绿电直连作为政策创新的产物，客观上重塑了电力系统的利益格局和运行边界，但与之匹配的权责界定标准、资产回收机制和成本分摊范式尚在探索之中，制度供给与模式创新之间存在时序差。

机制困境：区域价值的“均质化”错位

《零碳园区碳排放核算方法（试行）》（发改环资〔2025〕910号）明确，园区碳排放核算范围涵盖园区内能源活动排放与工业生产过程产生的直接或间接碳排放，电力消费碳排放计入能源活动排放。然而在核算电力消费碳排放时，仅绿电直供和绿证绿电交易对应的可再生能源电力碳排放因子计为0；其余公网购电量（包含市场化交易的新能源），统一按全国化石能源电力排放因子（0.8325千克二氧化碳/千瓦时）计算，未与园区内实际消纳的绿电占比挂钩。这一核算方式使甘肃等清洁电力占比高的地区，其清洁能源的结构性优势在碳核算中无法体现。深层根源在于碳排放核算管理成本与核算精度之间的权衡，因采用全国统一排放因子而降低了核算复杂性，难以体现不同地区电力结构的客观差异。

政策建议

价值闭环：构建可持续的运营模式

破解零碳园区“重资产投入、长周期回报”的现实难题，关键在于将降碳的环境价值转化为可预期、可量化的经济回报，打通“投资—减碳—收益—再投资”的正向循环。一是创新碳金融产品。针对企业需求，试点开发碳收益权质押融资产品，将企业通过工艺革新、节能改造、绿电替代等方式实现的远期减排收益提前变现，前置反哺园区基建与技改投入。二是强化财政金融协同。探索发行零碳专项债、设立省级绿色基金，对减排技改企业提供贴息贷款；制定差异化奖补政策，对绿电消纳企业给予能耗指标奖励，对节能节水技改项目按节能量或固废利用量给予补助，使“减碳”产生“减负”效果。三是引入战略合作伙伴。引进大型国资央企、能源科技企业和研究机构，通过股权投资、特许经营等方式参与零碳园区建设运营，形成风险共担、收益共享的长期合作机制。

权责明晰：平衡多方利益格局体系

多用户绿电直连在零碳园区落地，关键在于以标准化规则降低内部协同成本，以公平化机制调和外部利益关系，推动其从“政策创新”走向“制度成熟”。一是建立联动会商机制。搭建省直部门、地方政府、电力企业协同会商平台，统筹规划直连项目，构建“政府引导、市场运作、契约约束”的协同推进模式。择优布局直连试点，依托绿电资源集聚低碳优质企业，形成园区产业良性发展循环；引导其他园区参与省内绿电绿证交易，全域优化用能结构。二是统一项目运行规范。制定多用户绿电直连项目实施方案与合同范本，明确实施要求、投资分摊、收益分配、运维管理、安全责任及风险隔离等内容，清晰划定各方权责，以标准化条款减少主体博弈，降低沟通与管控成本。三是补齐资产租赁政策。国家层面完善存量电力设施租赁相关政策，明确租赁范围、定价机制及运营规范，保障电网企业存量资产收益，推动电力基础设施集约共享、高效利用。四是优化项目计费模式。加快落实《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）中“新能源就近消纳项目暂按下网电量缴纳系统运行费，逐步向按占用容量等方式缴费过渡”要求，匹配项目实际占用调节资源，避免成本转嫁，保障各类市场主体公平分摊社会责任。

机制衔接：还原清洁电力减碳价值

完善零碳园区碳排放核算机制，关键在于优化现有均质化核算模式，健全绿电、绿证与碳核算协同体系，推动核算规则从“全国统一”迈向“精细适配”。一是推行差异化核算因子。推动国家完善零碳园区碳排放核算顶层设计，结合各地电力清洁水平制定省级排放因子，促进西部地区清洁能源资源优势转化为低碳发展竞争力。二是强化国内制度闭环衔接。持续完善国家绿证核发与交易系统功能，加快推动《非化石能源电力消费核算指南（试行）》（发改能源〔2026〕622号）落地。打通绿证、绿电、碳核算之间的数据壁垒，拓展非化石电力消费数据应用场景，支撑零碳园区碳排放精细化核算管理。三是深化国际标准接轨。积极参与国际规则制定，率先在零碳园区试点绿证分时分区溯源与匹配机制，提升绿证公信力。研究制定我国绿证嵌入产品碳足迹等标准规范与认定方法，推动我国绿电绿证制度经验转化为国际标准，实现从被动适配国际标准向主动引领行业标准转变。

精细治理：夯实园区各类要素保障

统筹土地、数字、技术、人才等关键要素，为零碳园区长效运营提供基础支撑。一是夯实数字底座。依托省级数字政府建设，构建统一能碳管理平台，实现企业级碳排放实时监测、预警、核算、分析及动态调控，支撑能源资源灵活调配与精细化管理。二是强化土地供应。对符合产业政策的重大项目实行用地指标倾斜，灵活采用长期租赁、先租后让、租让结合等方式供应土地，鼓励通过土地复合利用、建设多层厂房等方式提高集约用地水平。三是加强技术攻关和人才供给。制定零碳关键技术“揭榜挂帅”计划，联合中央在甘、省内科研机构和企业开展共性技术攻关。支持省内高校、职业院校开设零碳相关专业课程，建立人才激励机制，加大高层次核心人才引进力度。