2025年6月，国家发展改革委等部门联合发布《关于开展零碳园区建设的通知》（以下简称《通知》），同年12月首批52个国家级零碳园区建设名单公布。各地积极响应，省级园区数量已超过150个，建设热潮已经形成。然而，一些深层次问题值得我们关注。东部地区新能源资源匮乏，如何满足零碳园区的绿电需求？不同地区、不同类型的园区是否应该采用同一套标准？绿电直连和增量配电网能否借此在现有体制下取得突破？“申报热”过后，零碳园区会不会陷入“建设难、实效差”的尴尬局面？这些问题的背后，折射出零碳园区建设从顶层设计到建设实践之间的制度性摩擦，是必须直面的现实挑战。
需关注几大问题
尽管政策框架初步形成，但从资源条件到体制矛盾，再到标准与资金缺口，每个堵点都制约着零碳园区从规划走向落地。
其一，资源禀赋与认证规则的双重约束——东部园区的合规困境。绿电直连的核心特征是能够实现物理溯源，首批国家级零碳园区的绿电直供比例原则上不低于园区用电量的50%。对于东部经济发达地区而言，产业集聚、用能需求密集，直面欧盟碳边境调节机制（CBAM）等国际碳壁垒，建设零碳园区的动力最为迫切。然而，这些地区普遍面临本地可再生能源资源有限、周边符合直连条件的绿电资源不足的困境。CBAM已正式生效，东部出口型园区所面临的已经是现实压力，绿证交易虽然可以作为用能补充手段，但在CBAM框架下不被认可。这种矛盾若长期存在，将削弱零碳园区对出口型企业的吸引力。在资源禀赋约束下，如何兼顾国内评价与国际认可，是东部零碳园区建设真正落地的关键。
其二，电力体制的旧框架与零碳园区的新需求——制度性摩擦。《通知》鼓励绿电直连和新能源就近接入增量配电网。当前国家政策仅明确支持“一对一”绿电直连模式，面向园区多用户场景的“一对多”政策尚未出台，园区规模化用绿电仍面临实施细则缺失的问题。增量配电网改革试点落地仍面临多重体制障碍，国家五批试点项目中，取得电力业务许可证的仅占半数，实际投运比例更低。核心障碍在于增量配电网企业与电网公司在调度权、电费结算权、辅助服务成本分担等方面长期存在争议。增量配电网运营商既是电网公司的合作者，又是其竞争者，导致其在接入公用电网、调用备用电源时面临诸多门槛。这些问题涉及电力体制改革的深层次矛盾，需要在实践中逐步破解。
其三，标准单一与需求多元的错配——园区分类指导之困。不同类型的园区，在绿电需求强度、国际认证压力、本地资源禀赋、成本承受能力等方面差异显著。出口型园区需要高比例物理可溯源的绿电，内需型园区注重降碳与经济性，资源富集型园区具备绿电直连条件但产业基础薄弱，存量改造型园区则设施陈旧、改造成本高。出口与内销并存的混合型园区，高标准绿电设施成本如何分摊，进一步增加了零碳园区建设的复杂性。当前政策对不同类型园区的建设标准、评估路径缺乏系统分类，易带来“一刀切”风险。按照出口型园区的标准要求内需型园区，会导致后者过度投资、成本沉没。按照内需型园区的标准建设出口型园区，则出口企业零碳认证形同虚设。此外，部分园区在制定建设方案时，对本地资源条件和产业基础考虑不足，仓促申报，甚至盲目规划，可能导致后续建设阶段面临困难。
其四，“申报热”与“建设难”的隐忧——全周期监管的“后半篇文章”亟待破题。国家和地方层面的多重激励政策有效激发了各地申报热情，纳入建设名单就可以获得政策和财政支持，但支持资金缺乏过程监管，项目退出机制不健全。各省在验收评价的具体核算方法、数据口径和认证流程上仍存在差异，缺乏全国统一的数字化实时监测平台，难以对建设成效进行客观评估，削弱零碳园区建设的严肃性和公信力。
其五，高投入与融资难——绿色金融的“最先一公里”梗阻。零碳园区需要建设绿电直连专线、大规模储能系统、增量配电网、智慧能碳管理平台等基础设施，导致初始投资大幅增加、回报周期延长。存量园区零碳改造需解决设施老化、数据缺失、空间受限、设备节能改造等问题，初始投入远高于新建园区，投资回收期更长。存量园区的难点更在于改造期间生产如何保障、改造后节能收益如何分配，涉及园区主管部门、入驻企业、能源服务商之间的多主体博弈。与此同时，绿色金融对零碳园区的支持仍明显滞后。零碳园区尚未普遍纳入银行绿色金融认定标准，金融机构缺乏明确的放贷依据，项目投资大、周期长、收益不确定，与金融机构的风控要求形成矛盾，社会资本参与谨慎。
相关举措建议
一是破解合规困境，实现认证对接与资源开源并举。东部地区面临国际认证规则与本地资源禀赋的双重约束，需从规则对接、资源开源、考核优化三个方向协同推进。推动绿电消费记录与国际规则兼容，江西已率先建立绿电“小时级”交易与溯源体系，2025年累计交易近8亿千瓦时，为出口型企业提供了物理直连之外的合规溯源方案。同步推动绿电PPA合同范本和溯源数据标准与国际规则对接，确保记录可对应、可关联、可追溯。拓展东部沿海园区绿电供应渠道，近海风电专线直供已有成熟案例，可将深远海风电基地与零碳园区协同布局。对本地资源有限的东部园区，支持与西部风光基地签订长期跨省PPA，配套专项输配电价机制。推广园区级绿电聚合采购，降低单一企业获取绿电的成本，鼓励配置分布式储能，将低谷充电、高峰放电的绿电纳入直供比例核算。
二是化解制度性摩擦，以零碳园区为契机推动电力体制微改革。绿电直连与增量配电网落地难，源于新旧体制摩擦。应借助零碳园区建设契机，在绿电开发和消纳方面实现制度突破，同时兼顾新型经营主体与电网公司的合理利益。加快推动多用户绿电直连政策出台，并明确电源配置、结算调度和成本分摊规则。同步推动输配电价机制与多用户场景适配，探索按实际用电比例分摊输配电成本的机制。技术层面需明确接入标准、调度规则，厘清并网型项目与公用电网的权责边界。增量配电网应借零碳园区建设机遇，理顺与公用电网在调度权、电费结算权等方面的关系，如临沂临港、奈曼旗等地已通过增量配电网促进绿电消纳，降低企业用电成本。建立辅助服务成本分摊机制，降低配电网运营负担。对园区少购电量与备用容量分别计收保底服务费和备用容量费，平衡电网公司利益。放开虚拟电厂聚合商准入，蒙西巴彦淖尔、苏州工业园区已有成功实践。
三是建立分类指导体系，让不同类型园区各得其所。园区类型多样，需从建设路径和验收评价两个维度建立差异化体系。出口型园区加强溯源和规则对接，内需型园区侧重降碳和经济性，资源富集型园区推进“绿电+产业”耦合，存量改造型园区侧重设施更新和能效提升。在统一基础指标之上，针对不同类型设置差异化的附加评价指标。零碳园区建设实行梯度培育，申报前应对碳排放基线、用能结构、资源条件进行全面评估。根据资源禀赋差异采取分区域评价验收，资源富集区侧重绿电直供比例，资源匮乏区侧重碳排放强度下降。引导各地根据自身条件科学谋划产业引进和园区建设。
四是打通全周期监管闭环，让“后半篇文章”落地见效。零碳园区建设的真正考验在落地成效。工信部已印发《工业企业和园区数字化能碳管理中心建设指南》，沈阳中德园、武汉软件新城等首批园区已建成园区级能碳管理平台，实现了数据实时采集和精准核算。但相关要求仍为鼓励性，且尚未建立园区能碳数据实时上传至国家统一平台的制度。建立国家级零碳园区能碳管理平台，推动碳排放、绿电消费等数据从园区自管升级为国家直报。建立统一的数据采集标准和接口规范，实现各园区平台与国家平台的数据直连，支撑国家层面的实时监测和决策。借鉴中央预算内投资管理方式，设定碳排放强度、绿电比例等阶段性考核目标，实行财政资金分阶段拨付，提高项目建成验收后的拨付资金占比。制定全国统一的零碳园区碳排放核算方法与验收标准，明确核算边界、数据采集规范和达标判定规则，消除因核算方法差异导致的省际不可比问题。验收通过后，根据运行数据动态调整评价等级，保证“零碳园区”品牌含金量。
五是畅通绿色金融“最先一公里”。融资难的关键在于缺乏统一的认定标准和评估体系。推动零碳园区纳入绿色金融认定标准，建立统一的认证评估体系。江苏已发布首个省级方案，鼓励银行单列信贷、配置额度。用好碳减排支持工具、设备更新改造专项再贷款等货币政策工具，鼓励地方综合运用贴息、风险补偿等手段。鼓励金融机构创新零碳园区专项贷款、碳资产质押融资、供应链金融与零碳融合等产品。地方政府通过率先投入，向社会资本释放明确信号。用好地方政府专项债支持政策，把零碳园区建设深度融入地区产业规划布局，设立地方产业引导基金，参与零碳园区建设，以股权投资撬动社会资本，吸引长期资本进入。探索将绿电直连专线、储能电站、增量配电网等资产打包发行基础设施REITs。拓宽直接融资渠道，支持发行绿色债券、转型债券。将中央预算内投资节能降碳专项、“两新”资金等向存量园区倾斜，鼓励合同能源管理等社会资本参与。允许将改造形成的碳资产和节能收益作为增信手段质押融资。推行园区碳资产打包开发，收益偿还改造成本。完善基于物联网和区块链的动态碳账本，为金融机构提供可信数据，减少信息不对称。
（作者供职于国家电力投资集团公司党校）
