文 | 顾顺清 南 茜 孟俊华 王 进

2025年6月30日，国家发展改革委、工业和信息化部与国家能源局联合发布《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910号，下称“910号通知”），全国各地掀起了申报、创建和宣传零碳园区的高潮。

2025年10月24日，国家发展改革委主任郑栅洁在中共中央二十届四中全会新闻发布会上表示，“十五五”期间力争建成100个左右国家级零碳园区，将零碳园区建设作为推动绿色低碳转型的重要载体。

2025年12月26日，国家发展改革委办公厅、工业和信息化部办公厅与国家能源局综合司联合印发《国家级零碳园区建设名单（第一批）》的通知（发改办环资〔2025〕1082号，下称“1082号通知”），正式公布6个整体园区、46个园中园，共计52个开发区（或高新区、或经济区、或工业区、或产业园、或保税区、或高新城、或科创城等），进入国家级零碳园区建设名单。

业界自然发问，按照910号通知关于零碳园区的要求和标准：

此次入选的52个开发区，整体或园中园，能否如期建成零碳园区？

“十五五”时期，中国能否真正建成100个左右国家级零碳园区？

具备哪些资源、符合哪些条件的开发区比较容易建成零碳园区？

绝大部分开发区难以建成国家级零碳园区的堵点和难点在哪里？

零碳园区建设要求90%以上的绿电消费，绿电直连能否打通，如何打通？

国家级零碳园区有何要求和标准？

按照910号通知，国家级零碳园区建设的指标体系如下：

这里核心指标的要求非常严苛，构成国家级零碳园区的必要条件。

（一）最低能耗标准：≥20万吨标准煤

考虑高能耗园区降碳的重要性，910号通知要求申报的园区或园中园的年综合能源消费量不低于20万吨标准煤，以鼓励高能耗开发区降碳。

20万吨标准煤，平均按300克煤/度电折算，忽略其他用能，园区用电总量应不低于6.6亿度；100万吨标准煤对应33亿度电能。

如果在3-5年建设期，用能总量达不到20万吨标准煤，或折算为电能，低于6.6亿度电，将达不到国家级零碳园区要求。

国家级和绝大多数省级开发区用能都超过20万吨标准煤，因此，国家级和省级开发区申请建设国家零碳园区基本上都可达到能耗总量要求。

（二）每吨能耗排放：≤0.2吨/吨标准煤

当前，开发区用能主要来源于煤炭、天然气和电力，煤电和工业用煤的碳排放通用估值为2.6左右，天然气为2左右。也就是说，一吨标准煤的工业和发电消耗将排放约2.6吨二氧化碳。

核心指标要求，年综合能源消费量20-100万吨标准煤的园区，每吨标准煤的碳排放≤0.2吨，这就意味着，90-92%以上的用能须来源于无碳能源，包括风、光、水、核、地热、生物质等，对应引导指标，清洁能源消耗占比≥90%。

（三）其他引导指标：达标难度不小

引导指标之一：园区企业产出产品单位能耗达到或优于二级能耗限额标准。二级能耗限额标准属于国家标准，且多数为强制性国家标准，尤其针对新建及改扩建项目，乃新增产能必须达到的最低要求。

对光伏多晶硅，现有行业平均能耗水平远高于二级标准，预计2020年前投产的老旧产能都须淘汰，或者投入大量资金升级生产工艺、研发新技术、更换老旧设备，从而大幅提高投资和成本。

对空调行业，二级能效（EER≥3.2）成为准入门槛，或将淘汰90%原有低能效产品。企业需升级核心部件，如高效压缩机、变频系统等，生产成本预计增加30%以上。

对传统高耗能行业，如钢铁、有色金属、化工、水泥等，都需要投入巨资，更新工艺设备和流程。对此，中小企业将难以承担，部分企业甚至被迫退出。

引导指标之二：工业固体废弃物综合利用率≥80%。达到这一指标面临技术、市场、存量、投入、政策等多重挑战，整体难度较大。

目前，我国工业固废综合利用率不足60%，有些行业还不到20%，短期内对多数行业，尤其是化工、新能源等而言，难度极大，更遑论在园区内部综合利用。

引导指标之三：余热/余冷/余压综合利用率≥50%。对传统高耗能行业，如钢铁、化工、水泥、煤炭、有色金属等，难度最大。这些行业的共性问题是余热分散、技术门槛高、投资压力大，短期内难以快速提升利用率，需要通过技术创新、政策补贴、产业链协同等共同发力，突破制约。

就多数行业而言，低品位余热回收难，投资成本高且回报周期长，以至于大多数中小企业资金、技术储备不足，采用粗放式排放，无法实施余热回收改造，导致行业整体利用率偏低。

引导指标之四：工业用水重复利用率≥80%。对电力行业，冷却用水易回收再利用；对机械制造行业，清洗水简单处理即可回用，达标难度也相对较低。

对高污染、高用水、水质要求严苛的行业，如化工、造纸、印染、食品加工、有色金属、半导体等难度很大。这些行业需通过技术创新降低处理成本、加大资本投入及工业园区集中回用系统建设，才能逐步实现目标。

可见，国家级零碳园区标准高、要求严，实现目标并不容易。

本文主要讨论核心指标和第一个引导指标，90%以上的绿电能否直连以及如何直连到园区，以实现核心指标即能碳排放强度大幅降低。

国家级零碳园区有哪些约束条件？

国家级零碳园区，可以是开发区整体，也可以是开发区内的园中园。

一般而言，国家级或省级开发区都聚焦若干个主导产业，吸引同类及上中下游企业，打造这些产业各自的产业链和生态圈，形成一定的区域竞争优势，包括原料、技术、装备、市场、研发和人才等方面的竞争力，并将这些特定的产业融入特定的区域范围，俗称特色园或园中园。一个开发区由若干个产业园，或特色园、园中园组成。

开发区由若干产业的众多企业集聚而成。国家级开发区集聚的企业甚至多达数千数万家，园中园集聚的企业少则数十家，多至数千家。在国家级和省级开发区中，仅一家或几家企业组成的园中园是比较罕见的。

建成国家级零碳园区，包括开发区整体和园中园，有哪些约束条件？

（一）项目的经济性：不惜代价当然可以建成零碳园区，但只能用于参观和示范，不具有推广和学习的可行性。即使某个时点建成了，也随时可能退步。

就园区用能而言，能否在安全的前提下，不增加用能成本，实现零碳能源顺利替代高碳能源？

如果能源供应没有安全保障，园区企业不会轻易替代，否则安全事故和成本急剧上升。考虑国内碳排放价格及欧盟碳关税，如果零碳能源替代成本无法控制在一定的幅度，园区企业产品竞争力将大打折扣，企业无疑缺乏积极性甚至消极抵制。

园区可以利用的零碳能源主要有风、光、水、核、地热、生物质等。当前水电和核电都没有纳入绿电直连的范围（参见国家发展改革委、国家能源局《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，下称“650号文”），可以自发（采）自用的只有风、光、地热和生物质等几类。其中，地热可以更好地用于零碳蒸汽和供热，风、光和生物质主要用于零碳供电。

考虑远距离输送地热，一方面需要管道投入，另一方面存在热量损失，经济性显然不足；绿电直连同样需要网线投资，长距离也不具有经济性，所以绿能和绿电需要充分利用周边资源，方便就近使用。

为此，周边没有风、光、地热、生物质资源的开发区，建设国家级零碳园区需要仔细测算，否则，经济性难以保证。

（二）投资预算刚性：零碳园区建设需要大量的新增投资项目，更需要园区现有设施、设备、工艺、建筑物等全方位升级改造。

钱从哪里来？

上级政府相关部门补贴种类虽多，但金额有限；无息低息贷款，不管时长时短，仍需要归还；园区企业零碳化改造无疑将增加投资、增加成本；地方政府和开发区管委会预算支出也是刚性约束。

使用外部资本投资，依赖于项目是否具有长期的盈利性。

无息低息长期贷款，需要项目预期的长期的现金流支撑。

园区企业升级改造，决定于企业负债率、竞争力和预期收益等。

基础设施零碳升级，取决于地方政府和开发区的财政能力。

节能环保零碳补贴，零碳园区建设相关升级改造和新增投资可以申请中央相关部委及省市级相关补贴，但规模和比例有限。

可以说，零碳园区建设的钱都是来之不易的。

（三）技术的可行性：零碳园区建设中的升级改造和新增投资需要靠谱并经济可行的零碳低碳技术应用，鼓励使用新技术、新装备、新工艺和新模式，但是，如果技术、装备和工艺的投资和运维太昂贵，那是难以推广普及的。

当前，光伏，无论集中式还是分布式，特别是屋顶光伏、光伏车棚、光储充一体化技术成熟，光伏组件成本持续下降，发电成本甚至低于传统煤电和气电，自发自用可降低用电成本超过50%。风电，包括分散式风电，发电成本远低于传统煤电，海上风电都已经实现了经济性。加之，新型储能成本快速下滑，可有效平滑新能源发电的三性特征，即随机性、间歇性和波动性。

通过绿电直连，风电、光伏和生物质发电辅之新型储能，俗称源网荷储一体化，不仅不会增加用电成本，大有可能降低用能用电总体成本，这是高层提出建设100个甚至更多国家级零碳园区的底气。

以上绿电，对接电动汽车、电动物流，大大降低人流和物流成本，助力实现零碳物流、零碳港口、零碳交通、零碳矿山等零碳园区场景。

短期内，绿电制氢、包括利用弃风弃光制氢，绿氢再制绿氨绿醇，技术虽可行，但经济性明显不足。中长期内能否实现经济性，取决于是否有重大技术突破或工艺革命。

业界热议的碳捕集利用与封存即CCUS，近期国内市场碳排放价格水平，还不足以支撑其经济性；碳排放价格高如欧盟市场，CCUS仍不具备经济可行性。

不具有经济性的技术，投资越大亏损就越大，不易于零碳园区建设的普及和推广。

（四）离网还是并网？零碳园区用电可以选择离网型或并网型，园区须在用电安全和成本之间做出取舍。

离网型利用屋顶分布式、新型储能和绿电直连实现能源在园区内自我平衡。

风光“三性”特征及其有限的有效时间，即使配上超高比例的储能，很难满足园区每天24小时全年持续的用电需求。如果园区用电无法弹性化或柔性化，即“荷随源动”，用电安全将面临很大风险。例如，遭遇气候异常情况，以至于一周甚至更长时间的阴雨或无风天，依靠长时储能不太现实，通过以绿制绿生产的绿氢氨醇成本太高，无疑，主要依靠风、光或风光的离网型零碳园区，其缺电、断电风险叠增。

同样，主要依靠生物质发电，也会面临生物质燃料不足之尴尬。

如果供电安全无法保证，个别用电企业或可接受，大部分将难以认同，这对园区留住企业或招商引资都带来致命威胁，为此，离网型零碳园区只适合个别案例，如生物质发电燃料始终丰富的区域。

并网型零碳园区建设，一方面，园区耗能企业需要屋顶分布式及绿电直连解决其主要用能，另一方面，这些企业还需要连接电网，以保证绿电短缺时的供电安全。按照1192号文（见《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，下称“1192号文”）要求，这些企业需要各自从电网申请一个容量。在预定容量范围内，通过电力市场购买“网电”。网电不是绿电，2023年有关权威机构测算，网电碳排放的全国平均因子以0.6205公斤/度电作为基准。

以此为基准，网电折算出来，每吨标准煤的排放约为2.068吨碳排放。

按此计算，年综合能源消费量超过20万吨标准煤的园区，每个企业的网电平均消费比例不应超过用电总量的10%。

那么，分布式光伏和绿电直连可以保证园区企业90%以上的绿电需求吗？如何实现？

国家级零碳园区如何实现绿电直连？

为理解推理过程，我们从简化模型开始。

模型一：园区只有一家特大型企业+离网型

在此次公布的52家零碳园区建设名单中，有数家适用于模型一，即只有一家大型或特大型企业，其年综合能源消费量不低于20万吨标准煤，园区其他企业的能耗几乎可以忽略不计。

离网型园区，与公用电网隔离，单独闭环运营。

园区企业可以接入风、光和生物质发电及地热能，既可以分布式，又可以绿电直连，多能互补，配备足够的储能，通过微电网实现园区电力和能源的平衡。虽然650号文没有特别明示，但我们假设这一模型下，园区或园区内这家特大型企业可以投资若干个绿电项目，如风、光及生物质发电，并统统直连进入园区微网系统。

仅仅接入风电和光伏，假设风电的年有效时间为3000小时，光伏为1200小时，二者叠加，有效时间应该不超过4000小时，而全年有8760小时。如果这家特大型企业连续不间断生产，就需要配备长时储能，保证每天12小时以上无风无光期间的园区用电需求，而且，储能储存的电力须来源于园区消纳不了的光伏和风电。

如果碰到气候极端情况，例如，一周甚至更长时间既无风又无光，园区需要配备多大多长的储能系统？仅仅依靠风、光和储能，难以解决频繁出现的极端气候供电危机，所以出现了绿氢氨醇替代方案。

依靠外来的绿氢氨醇，解决发电、供热、制冷等一系列能源应急需求，一方面需要投资备用的整套设备和基础设施，另一方面，还需忍受高昂的绿氢氨醇价格，经济账应该难以核算。

如果园区用电可以灵活弹性，即“荷随源动”，即电多时开大马力，电少时减少马力，无电时停工待产，这确实是极其理想的情况，但绝大部分企业的生产工艺难以弹性调整。

考虑该特大型企业利用园区的分布式光伏和绿电直连“以绿制绿”，生产绿氢氨醇。绿氢氨醇既可以对外销售，又可以用于园区内部应急，似乎两全其美，实质更难。

一是，“以绿制绿”同样需要每天12小时以上的长时储能保障，自然推高长时储能成本，而且“以绿制绿”同样需要稳定的电源；

二是，面临气候极端情况，特别是长时的无风无光，“以绿制绿”是停产，还是以储存的绿氢氨醇发电再去制绿氢？在自我循环中浪费能源？

三是，如果“以绿制绿”停产，储存的绿氢氨醇保障园区应急用能，经济账又如何计算？

显然，仅仅接入风电和光伏的园区，需加大储能的投资，即便如此，供能安全和成本将面临极大挑战。

如果配上源源不断的水电（包括抽水蓄能）及生物质发电，水电有助于平抑风光的“三性特征”，生物质发电可以弥补水电的枯水季，多能互补，配以智能微电网，园区绿电绿能的安全供应及经济性应可得到保证。

遗憾的是，650号文明确，“绿电直连是指风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电”。文件自始至终没有提到水电，水电是绿电也是新能源，但究竟是否属于“风电、太阳能发电、生物质发电等新能源”中“等”的内容，还需要有关权威机构尽快明示。

如果水电（包括抽水蓄能）不能直连，供能供电安全和成本将是零碳园区建设中难以承担的挑战。

模型一，更适合于新建的以某家大型或特大型企业为主的园区，周边有丰富的风、光及生物质发电资源，而且这家企业的产品大比例出口欧盟，需要零碳品牌建设。

模型二：园区只有一家特大型企业+并网型

按照910号文要求，零碳园区年综合能源消费量不低于20万吨标准煤，折算为总用电量不低于6.6亿度电。

假设不考虑其他电源，周边只有风电，并假设风电年利用小时数为3000小时，满足90%的绿电供应，周边风电装机容量至少需200MW；

假设周边只有光伏，按照1000小时有效时间，周边光伏装机容量至少需600MW；

假设周边只有生物质，按照5000小时发电，考虑厂用电率等因素，生物质发电装机需达150MW，同时保障稳定的燃料供应和高效的机组运维。

如果周边的风资源作为一个整体达不了到200MW，光伏整体资源达不到600MW，燃料无法保障150MW生物质5000小时的发电，是否可以由若干个绿电项目，若干个风电、若干个光伏、若干个生物质发电，一同接入园区，接入园区这家特大型企业？ 650号文适用于一个绿电电源接入一个用电企业，对于多个绿电电源接入一个用电企业，是否放行，650号文并没有明确。

如果可以由多个绿电电源接入这个企业，650号文在第二部分加强规划引导中指出，“项目整体新能源年自发自用电量占总可用发电量的比例应不低于60%，占总用电量的比例应不低于30%，并不断提高自发自用比例，2030年前不低于35%”，这适用于每个绿电电源，还是绿电电源整体？

650号文同时明确，“绿电直连项目应按国务院价格、财政主管部门相关规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用。各地不得违反国家规定减免有关费用”。按此，绿电直连项目额外增加这四项费用，使得零碳园区所有绿电项目几乎都失去经济性（参见《：650号通知，绿电直连落地？》）。

为此，国家发展改革委与国家能源局出台最强的“补丁”政策，即1192号文，创新地提出了单一容量制电价，按接入电网容量缴纳费用（参见《：1192号文，最强补丁奏效？》）。

“项目实行按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费、输配环节的电量电费。月度容（需）量电费计算方法为：

容（需）量电费 = 按现行政策缴纳的容（需）量电费＋所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。

其中，平均负荷率暂按所在省份110千伏及以上工商业两部制用户平均水平执行，由电网企业测算、经省级价格主管部门审核后公布；接入公共电网容量为项目同时使用的受电变压器容量及不通过变压器接入的高压电动机容量之和”。

按照90%以上的绿电比例，企业申请的总容量应该不超过总负荷的10%。

在910号、650号及1192号三个文件框架下，需要有关权威机构进一步明确：

一是，园区或园区的特大型企业是否可以接入多个绿电电源？

二是，如果可以，自发自用比例适用于每个电源还是电源整体？

三是，容（需）量电费标准是否需要重新测算，保证电网企业设备投资的合理收益，而不是亏损或暴利？

在以上政策确定的前提下，园区或特大型企业需要测算绿电电源、专业网线、配储、分布式光伏、地热、电网企业申请容量等投资和运营的成本及风险，如果风险可控，成本更优，零碳园区建设推进将更为顺畅；否则，将停滞不前。

事实上，即使上述一二项可以确认，第三项的容（需）量电费大可能是零碳园区建设难以推进的成本障碍。

模型二，既适合于新建的又适用于现存园区，周边有丰富的风、光及生物质发电资源，且这家大型企业产品大比例出口欧盟，需要零碳品牌建设。

模型三：园区有N家规模耗能企业+离网型

只有一家大型或特大型企业而推进的零碳园区只是极少数，这类似一个大型的零碳工厂。更普遍的是，园区有若干家规模性的耗能企业。

假设一个有N家规模耗能企业的园区，采取离网型模式开展零碳园区建设。如果其中有几家企业使用网电，其他企业的绿电比例都得往上提高，甚至达100%。为简化，我们假设每个耗能企业自身分布式光伏不足，都还得通过绿电直连，将绿电消费提高到90%，确保园区的绿电总体消费不低于90%。

为此，每家企业都得有绿电直连，都要在其周边地区寻找到与其能耗规模配比的绿电，可以是风电、光伏或生物质，每家企业挖掘地热，配备储能，满足自身的能源需要。

如果N足够大，如20个、50个甚至100个，周边存在足够多的绿电电源，且每个电源规模都分别配比N个企业的概率很低，甚至为零。

那么，可否一个大规模的绿电电源，直连到二家或多家企业，为多家企业提供绿电呢？650号、1192号文及迄今为止的任何电力政策都没有授权其合法性。

假设理想情况下，N家企业都分别在周边找到合适规模的绿电，而直连必然是N条“私拉”的线路在园区交叉穿越，形成“犬牙交错的电线天空”，这必然带来新的安全隐患。园区和企业都面临风险高、成本大和景观差的“共输”局面。

解决方案一：将所有天空中的电线一起埋入“地下管廊”之中，挖空并打通地下空间，那谁来规划、投资、建设整个园区的地下空间和地下管廊，谁来运营，成本如何分摊？如果是新园区，可以在规划中做好设计，尚具有可行性；如果是成熟园区，涉及到范围广、部门多、审批复杂，难以落实。

解决方案二：周边的绿电互联，通过东西、或南北、或东西南北几条大线接入园区，进入园区的大线再连接到相应的企业。物理上依然是绿电直连，但政策上不符合650号文件要求的一对一直连，而且，也面临成本如何划分和分摊等一系列问题。

解决方案三：园区范围设立一个增量配网，周边所有绿电直连到增量配网，增量配网在园区连接到各个企业，按照配售规则，企业分摊相关配电及电费。如此，不会有N个直连线路的“犬牙交错的电线天空”，不需要各个企业各自寻求对应规模的绿电电源，也不需要各个企业配比相应的储能实现能源的自我平衡。园区内能源供求平衡可以通过园区内部的虚拟电厂模拟实现。

遗憾的是，按照650号文规定，“通过直连线路向单一电力用户供给绿电，可实现供给电量清晰物理溯源的模式。其中，直连线路是指电源与电力用户直接连接的专用电力线路”。可见，绿电电源直连给增量配网是违规的，虽然绿电供应物理溯源是清晰的。

现实中，绝大部分园区的园区配网都是电网企业资产，不太可能有增量配网生存和发展空间，只有新建园区在规划阶段将新增配网设计进去，才有政策突破的可能。

总而言之，模型三有模式一的缺点，特别是，没有丰富的水电（包括抽水蓄能）融入，仅仅依靠风、光和生物质发电及地热，配套储能，是难以维持能源供求平衡的；配上绿氢氨醇，经济性又难以维持；同时，存在企业寻找适配绿电电源难，直连又导致“犬牙交错的电线天空”安全难和美观差等尴尬。

模型三，不适合现有园区，只适合新建园区。当新建园区面临电力安全和成本挑战时，招商引资很难落地，所以说，模型三无法成功。

模型四：园区有N家规模耗能企业+并网型

比较常见、也比较现实的场景是园区拥有N家规模耗能企业，采取并网型模式。

一方面，园区配网属于电网企业资产，另一方面，离网型园区用能用电安全风险和成本大增，并网型是比较现实的选择。

然而，模型四有模型二的短板和缺陷；按照650号及1192号文件，每个企业是绿电直连一对一的主体，模型四又存在模型三的短板和缺陷。

在现有650号和1192号文政策框架下，现实世界中，无论是新建园区还是现存园区，模型四基本难以落地，“十五五”期间建成100个零碳园区的目标大概率要落空。

模型三提出的解决方案一和二，是否可以运用到模型四中？事实上，困难依然存在，难以突破现实和政策双重障碍。

模型三中的解决方案三是最可行、最经济、最接近电力市场发达国家的模式，但需要进一步的政策创新和体制机制调整。

令人鼓舞的是，910号文提出，“支持园区加强改革创新，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参与零碳园区建设，围绕实现高比例可再生能源供给消纳探索路径模式。鼓励有条件的园区以虚拟电厂（负荷聚合商）等形式参与电力市场，提高资源配置效率和电力系统稳定性”。

不需要大动干戈，只需要650号和1192号文政策进一步创新，体制机制微调，零碳园区建设碰到的绿电直连问题将迎刃而解。

一是，允许周边绿电接入增量配网或微网，而不是一对一模式；

二是，允许增量配网或微网连接每个用能企业，用能企业按市场规则支付相应的配电及电费；

三是，将电网所属的园区配网按市场规则和市场溢价转让给园区城投公司或第三方，既能避免绿电连接的物理界面不清晰，又能溢价转让确保国有资产保值增值。转让后的园区配网视同有源增量配网，并单独核算园区配电费用；

四是，让增量配网作为园区用能企业总代表，按1192号文，向电网企业申请容（需）量；

五是，重新核算容（需）量电费计算方式，建议按照通行的折旧法计算，降低园区企业用电负担；

六是，园区作为电力平衡单元，让虚拟电厂模式在园区先行先试，价格自我调节，又通过容量与园区外电力市场挂钩。

如此，零碳园区建设的绿电来源、绿电比例、绿电直连、虚拟电厂等既满足910文的各项指标要求，又符合市场规则和国际规范，零碳园区建设必将迈入快车道。

2025年年底，虽然52个开发区，以园中园为主，已经进入国家零碳园区建设名单，但是他们能否在3-5年内如期建成？“十五五”期间，中国能否真正建成100个左右国家级零碳园区？关键要看绿电直连能否打通，如何打通。

通过模型对比和分析，我们发现，对拥有N个规模耗能企业的园区，N越小，建成零碳园区的概率越高；极端情况下，园区只有一家或二三家企业时，离网型和并网型园区都有希望建成零碳园区。

但是，没有丰富的水电（包括抽水蓄能）直连加持，无论离网型还是并网型园区，仅依靠风、光、地热和生物质发电，都面临供电安全风险和能源成本双重上升，零碳园区建设难度叠加，步履维艰。

N越大，即园区拥有的规模能耗企业越多，零碳园区建设的障碍越多，困难越大，建成的概率就越低。

我们同时发现，只要在政策和体制机制上微调，很多园区不但可以实现90%以上的绿电安全供应，而且用能用电的成本大幅降低，电力新型机制如虚拟电厂有用武之地，可以大有作为。

绿电比例大幅度提高，降低出口欧盟碳税成本，加之用能用电成本下降，换取园区企业加大节能、改造和升级的逐步投入，可以满足910号文中的若干引导指标，100个零碳园区、1000个近零碳园区，10000个低碳园区是可以建成的，中国可以成为全球双碳的标杆。

政策和体制机制上，包括650号和1192号文，需要以下微调：

明确水电（包括抽水蓄能）可以直连，应连尽连；

园区配网资产溢价转让，视为增量配网，由园区城投公司或第三方经营，单独核算园区配电费用；

增量配网作为园区用能总代表，按1192号文，向电网企业申请容（需）量；

按市场通行规则，重新核算1192号文中的容（需）量电费，降低园区企业用电成本；

政策鼓励享受绿色低电价的企业深度改造，满足910号文中各项引导指标要求。

零碳园区建设是党中央实现“双碳”目标的重要抓手，也是向世界展示中国碳中和成果的体现。任何妨碍政策创新落地和体制机制改革的阻力，都是对中央大政方向和时代潮流的忤逆，应该予以清除。

（本文经作者授权发布，仅代表作者观点。作者顾顺清为中国开发区协会零碳园区专委会常务副主任兼秘书长，南茜为国合能源研究院副院长，孟俊华为国合能源研究院研究员，王进为中国开发区协会零碳园区专委会主任、国合能源研究院院长。）