工业园区是区域经济发展的引擎，也是能源消耗与碳排放的集聚高地。零碳园区作为“双碳”目标落地的微观载体，关键在于其能源系统的底层重构。

2025年底，国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局联合发布首批52个国家级零碳园区建设名单，标志着我国工业绿色转型从自发的概念探索迈向“国家队”引领的系统化推进阶段。与以往低碳试点不同，此次国家零碳园区建设规定了严苛的准入硬性约束，特别是对其能源系统的重构提出了要求。如何破解园区能源系统“由谁建、怎么建”的命题，构建安全、经济、绿色的新型能源体系，是当前各界关注的焦点。

园区能源系统锚定“三大基准”

通过对首批入选零碳园区的深度解析可以发现，国家级零碳园区的能源系统建设呈现出了显著的“硬约束”与“巧布局”特征，并厘定了三大核心基准。

一是以“单位能耗碳排放”为核心约束的评价基准，园区能源系统的评价标准从单纯的“能耗双控”（总量与强度）转向了“碳排放双控”。入选园区被要求碳排放强度较全国平均水平大幅下降，降至当前全国单位能耗碳排放平均水平的约十分之一。这一指标的设定，直接切断了通过“煤改气”等过渡性手段达标的路径，倒逼园区能源系统必须从供给侧彻底“去煤化”，转向以风、光、氢、储为主体的新型能源结构。

二是从“交易抵扣”转向“物理直连”的供给侧基准。现阶段，许多所谓的零碳园区主要依赖购买绿色电力证书或碳汇来抵消碳排放，这在物理层面上并未改变能源消费结构。此次政策明确要求“原则上绿色电力直接供应比例不低于50%”。这一基准意味着绿电必须从生产端通过专用线路或明确的配网路径直达消费端，实现全链条的可监测、可追溯。

三是“园中园”渐进式布局的空间基准。首批名单的52个园区中，有47个选择了“园中园”模式，仅5个为整体园区推进。在零碳园区能源系统的建设上，这种模式避免了在庞大的成熟工业区进行伤筋动骨的“大拆大建”，在划定的特定红线范围内，先行构建独立的微电网系统和高标准的绿色能源设施。

强化“绿电直连”与储能的深度应用

在国家级零碳园区的建设思路中，可再生能源已不等同于屋顶光伏、分散式风电，而是向着立体化、规模化、直供化的方向演进。

绿电直连模式创新的背后蕴含着零碳园区建设最大的技术亮点与政策红利。以云南曲靖经开区为例，该园区依托西南地区丰富的水电与光伏发电资源，推进企业与电站的专线直连。这种模式降低了企业用能成本，也为外向型企业提供了最强有力的零碳制造背书，以应对欧盟电池法案、碳边境调节税等国际规则的溯源审查。

不同区域的资源禀赋决定了零碳园区能源系统构建的差异化路径，因此，需要因地制宜设计多元化供给策略。西部资源型园区大多采用“源随荷动”向“荷随源动”转变的策略，即依托“风光氢储一体化”基地，建设大型陆上风光电站，直接为多晶硅、智算中心等高载能产业供电。这种“以绿制绿”的模式，将西部的资源优势直接转化为产业成本优势。东部沿海园区由于面临土地资源紧缺的挑战，其能源系统转向“向海要能”，即利用海上风电优势，结合“岸碳入海”二氧化碳捕集、利用与封存（CCUS）技术，解决高密度负荷区的减碳难题；同时，大力发展建筑光伏一体化，将每一寸屋顶、幕墙、车棚都转化为发电单元。

为支撑高达50%的绿电直供比例，解决可再生能源的间歇性与波动性问题，储能与微电网技术必须从“辅助设施”升级为产业园区的“核心基础设施”。

从“削峰填谷”到“系统惯量支撑”，在零碳园区建设中，储能角色发生了质变，主要表现在以下三方面：一是长时储能的崛起。传统的锂离子电池难以满足连续阴雨天或无风日的能源需求，而液流电池（全钒、铁铬）凭借其高安全性、长寿命和易扩容特性，将在园区级储能中占据重要地位。二是氢储能的跨季节调节。海南海口高新区规划的“光伏+生物质能+风电+氢能”体系，利用富余绿电制氢，氢气不仅作为工业原料，更作为跨季节储能介质，在风光枯竭期通过燃料电池回馈电网，保障系统韧性。三是源网荷储一体化配置。政策要求配建一定比例（如20%/2小时）的储能，这不再是负担，而是园区实现电力自平衡、降低最大需量电费的必要手段。

推动多元化融资路径与经济性平衡

零碳园区能源系统建设属于重资产投入，资金需求巨大。以一个中型规模产业园区为例，仅其能源系统改造资金可能就高达数十亿元。解决“钱从哪来”的问题，是园区建设顺利推进的关键。

国家发展改革委明确统筹利用现有资金渠道，旨在发挥“引子”作用。园区应积极争取中央预算内投资（用于基础设施升级）及地方政府专项债券（用于公益性配套）。此外，世界银行、亚洲开发银行、亚洲基础设施投资银行等国际金融机构的低息贷款也是重要渠道，这类资金通常期限长（可达15~20年）、成本低，适合回报周期长的能源基建。

除了现有资金渠道，零碳园区还需创新绿色金融工具。一是绿色信贷与债券。要充分利用央行碳减排支持工具提供的低成本资金。值得关注的是绿色债券的创新，如苏州恒泰发行的“长三角一体化+碳中和”双主题绿色公司债，票面利率仅2.25%，大幅降低了融资成本，显示出资本市场对优质零碳资产的追捧。二是基础设施领域不动产投资信托基金（REITs）。园区内的光伏电站、储能设施、增量配网等具有稳定现金流的优良资产，非常适合发行基础设施公募REITs。依托REITs，园区开发商可实现“投—融—管—退”的闭环，盘活存量资产，将回收的资金投入到新的零碳技改中，解决资金沉淀问题。

在强化市场机制方面，零碳园区还需激活自身“造血”功能。一方面，加强合同能源管理，引入第三方综合能源服务商进行全额投资建设，园区企业只需按折扣电价付费，即可实现零投入、享收益；另一方面，积极推动环境权益变现。随着全国碳市场和绿证市场的扩容，零碳园区产生的中国核证减排量（CCER）和绿证不仅是合规证明，更是可交易资产，且未来“电+证”综合收益将成为零碳园区能源系统投资回报的重要组成部分。

从入围到达标，机遇与挑战并存

需要强调的是，进入首批公布名单仅是拿到了“入场券”，要通过验收并得到正式授牌，仍面临诸多挑战。

一是技术挑战，即高比例新能源的系统稳定性。当绿电渗透率超过50%时，系统惯量下降，电压和频率稳定性面临严峻考验。因此，园区新建光伏和风电电站须配备构网型逆变器，使其具备主动支撑电网频率和电压的能力；同时，建立毫秒级响应的源荷互动控制系统，确保在云遮风停瞬间的电力平衡。

二是机制壁垒，即实际执行中的利益博弈。尽管国家层面鼓励，但在实际执行中，电网层面的供区划分、过网费核定、备用容量费等方面仍存在复杂的利益博弈。建议依托国家级试点的政策优势，争取省级层面的专项授权，探索区域性的电力交易规则突破，建立利益共享机制。

三是数据认证，即绿电溯源的公信力。如果绿电无法被国际认可，零碳园区的价值将大打折扣。因此，入围园区须建立基于区块链技术的智慧能碳管理平台，将发电、输电、用电数据上链，确保每一度绿电都可追溯、可认证、不可篡改，并积极寻求与欧盟PEF（产品环境足迹）等国际标准的互认。

未来几年，我国零碳园区能源系统发展将围绕以下三方面展开。

一是碳生产率成为核心竞争力。未来的园区竞争将从传统的“亩均产值”转向“亩均碳汇”和“单位碳排放产值”。零碳园区能源系统的构建将围绕如何以最少的碳排放创造最大的经济价值展开，低效高碳产业将被加速淘汰。

二是全要素市场化的深度融合。数据要素、碳要素、能源要素将在园区内深度融合。未来的园区不仅是物理工厂的集合，更是数据资产的交易中心。建立“电—碳—数”联动的交易体系，企业可以通过出售减排数据获利，数据将成为继土地、劳动力之后的第四大生产要素。

三是“中国方案”的标准化输出。首批52个园区的探索，将凝练出一套包含规划设计、技术标准、投融资模式在内的完整“中国方案”。其不仅服务于国内，更将随着共建“一带一路”倡议惠及东南亚、中东等地区，帮助发展中国家跨越传统的高碳工业化阶段，直接进入绿色发展快车道。

（作者系中国电子信息产业研究院节能与环保研究所研究员。编辑：王若溪）