从2025年《政府工作报告》提出建立一批零碳园区，到同年6月国家发展改革委等部门印发《关于开展零碳园区建设的通知》，再到首批国家级零碳园区名单公布，零碳园区建设正在提速。本文从类型模式、技术创新、政策支持与运营管理等角度总结国际经验及其启示，深入分析当前我国零碳园区建设面临的多重挑战，并提出针对性建议，旨在为我国零碳园区规模化、规范化建设提供决策支撑。
零碳园区建设国际经验借鉴与中国路径探索
邱丽静
中能传媒能源安全新战略研究院
零碳园区是构建零碳社会的基本单元。在集中式新能源发展模式受限的情况下，零碳园区从终端需求侧出发，探索零碳转型新路径，已成为推动经济绿色转型的重要抓手。
零碳园区是零碳转型的实践载体与创新窗口。作为我国制造业与生产性服务业的主要承载区，产业园区具有能源消耗集中、碳排放强度高、集约化程度突出等特点。在相对封闭、可控的空间内推动零碳园区建设，有助于探索能源结构优化、产业协同减排、治理机制创新等关键问题，为更大范围的绿色转型提供经验。
自2024年12月中央经济工作会议提出“建立一批零碳园区”后，2025年《政府工作报告》进一步强调，“建立一批零碳园区、零碳工厂”。2025年6月，国家发展改革委等部门印发《关于开展零碳园区建设的通知》，明确了零碳园区建设的重点任务、基本条件和支持举措。12月，我国首批国家级零碳园区建设名单公布，共有52个园区入选，零碳园区建设正在提速。
从国际实践看，欧美国家起步较早，形成了具有代表性的示范案例。德国柏林欧瑞府能源科技园于2014年建成，是欧洲首个零碳智慧园区。该园区以高比例可再生能源供给为基础，通过智能能源系统和建筑节能改造，实现园区整体低碳运行。美国恰塔努加生态工业园则以资源循环为核心，通过企业间副产品交换和能源梯级利用，实现接近“零排放”的运行目标。这些经验对中国建设零碳园区具有重要启示意义。
本文基于对国外发达国家零碳园区建设现状的总结，从类型模式、技术创新、政策支持与运营管理等角度归纳典型经验及启示，深入分析当前我国零碳园区建设面临的多重挑战，并提出针对性建议，旨在为我国零碳园区规模化、规范化建设提供决策支撑。
在全球碳中和目标驱动下，欧美发达国家较早开启了零碳园区的探索实践，形成了多元化建设模式。其中，工业主导型依托产业循环，能源主导型聚焦可再生能源与智能电网，产城融合型强调多系统协同。技术路径涵盖能源替代、效率提升与碳移除。政策支持方面，各国通过规制性工具设定约束底线，以激励性政策降低转型成本。运营管理方面呈现出政府引导、企业协作、专业化机构赋能等特点。
1.工业主导型：依托产业循环推进零碳转型
工业主导型零碳园区主要依托重化工业基础，通过产业链上下游的物质能源耦合，结合碳捕集利用与封存（CCUS）技术，实现深度脱碳。在产业循环层面，其本质是将上游企业的废弃物或副产品转化为下游企业的生产原料，形成资源循环利用闭环。在该过程中，供给方将废弃物从“负资产”转化为可售资源，直接削减了处理成本；需求方以低于市场价获取替代原料，有效降低了生产成本。双方通过市场化交易机制，实现“一方减负、一方降本”的互利共赢，共同分享资源循环带来的增量收益。此类型园区将CCUS作为实现深度脱碳的关键手段。由于园区内高排放企业集中，具备部署共享式CCUS设施的先天优势。以荷兰Porthos项目为例，其通过建设共享的二氧化碳运输与封存基础设施，服务区域内多家化工企业，使中小企业能够以较低成本参与碳减排，年规划捕集量达250万吨，减排成本降低40%。
面对淡水资源紧缺问题，丹麦卡伦堡工业园区当地几家核心企业自20世纪60年代开始自发探索废弃物交换与资源共享。经过数十年发展，园区逐渐形成包含30余条生态产业链的“工业共生体系”。
园区内的企业之间形成了紧密的循环经济产业链，通过废弃物交换和能源共享等方式，实现了资源的高效利用和排放的大幅减少。例如，阿斯内斯火力发电厂为斯塔托伊尔炼油厂和诺和诺德制药厂提供工艺蒸汽，热电联产使燃料利用率比单独生产提高30%；发电厂的脱硫设备每年生产20万吨石膏，全部供给石膏板厂作为原料；发电厂每年产生的3万吨粉煤灰被水泥厂回收利用。制药厂产生的废渣、废水经杀菌消毒后，免费提供给周边约600户农民用作肥料；胰岛素生产过程的残余物酵母则用于喂猪。炼油厂多余的可燃气体通过管道输送到石膏板厂和发电站。市政水处理厂的污泥被微生物公司用作生物恢复过程的养料。废品处理公司收集所有共生体企业的废物，并利用垃圾沼气发电。
截至2022年，该园区碳排放量较2015年基准线降低了80%，形成了经济发展和环境保护的良性循环。
2.能源主导型：多能互补与智能电网协同驱动
能源主导型零碳园区以高比例可再生能源供给为基础，依托智能电网与储能技术，实现园区用能自给与优化调度。其典型特征是可再生能源占比高、储能设施完善、能源管理智能化。在供给端，园区通常采用多能互补策略，依据资源禀赋组合光伏、风电、生物质能等多种能源。通过利用不同能源的出力特性进行互补，缓解单一可再生能源的波动问题。例如，瑞典皇家港集成生物质能、海水源热泵与太阳能，提升了能源系统的整体韧性。在系统端，智能电网承担实时监测、出力预测、优化调度与需求响应等核心功能，数字化能源管理平台则提供决策支撑。储能是平衡供需的关键环节，除电化学储能外，储热、储冷技术也得到广泛应用。以德国欧瑞府科技园为例，其部署1.9兆瓦时电池储能系统，利用退役汽车电池构成储能网络，有效平抑了风光发电的波动性。
德国柏林欧瑞府科技园是欧洲首个零碳智慧园区。该园区占地约18公顷，原为百年前的煤气厂，经过系统性改造，于2014年实现了德国2050年气候目标——温室气体排放量比1990年减少80%至95%，且所有电力来自可再生能源。
在能源供给端，园区全面整合光伏、风电、沼气等可再生能源。园区外购农业沼气，通过热电联产系统年发电2兆瓦时，发电余热则覆盖园区约60%的供暖需求。园区部署1.9兆瓦时电池储能系统，利用退役汽车电池组成储能网络，平衡风光发电的波动性。园区建设了德国最大的新能源电动车充电站，在充电站顶棚安装光伏板，为园区170余个电动车充电桩提供能源，园区内交通运输工具全部采用电动汽车和共享单车。
在能源系统端，园区采用智能化能源管理系统，所有建筑物都通过智能电表接入电网，能源消耗管理平台实现能源管理过程可视化，通过动态电价信号引导用户用能行为，使园区用户平均电费降低13%。园区所有新建建筑均为绿色节能建筑，并获得LEED白金认证。
3.产城融合型：实现多系统集成
产城融合型零碳园区突破单一地块的限制，在更大空间范围（如整座新城、大型港区或产业社区）内进行系统性重塑，旨在将能源、建筑、交通、生态等多个子系统融为一体，实现生产、生活、生态空间的全面零碳协同。此类园区的核心挑战在于多系统的统筹规划和协同优化。能源系统需同时满足工业、商业、居民等多类用户的电、热、冷需求；建筑系统需针对不同功能制定差异化节能标准；交通系统需统筹客货运需求，构建以公共交通、慢行交通为主导，电动化、共享化为特征的绿色出行体系；生态系统则通过蓝绿空间规划增强气候韧性。例如，瑞典皇家港将废弃工业港区改造为零碳社区，自行车道密度较高，新建建筑能耗比瑞典国家建筑规范条例（Swedish Building Code Regulations, BBR）的标准低26%。
英国贝丁顿零碳社区是全球首个将零碳建筑、零碳交通与零碳生活融为一体的社区。在建筑设计上，为适应英国湿冷气候，该社区选用紧凑的建筑形体以减少散热总面积。采用南向采光最大化设计，通过双层玻璃阳光间和高气密围护结构提高被动采暖效率。屋顶创新设计“风帽”自然通风系统，在给建筑内部换气的同时，其热交换模块利用废气中的热量预热室外寒冷的新鲜空气，最多可挽回70%的通风热损失。社区所有公寓采用退台式设计，屋顶为住户提供花园。
在交通系统上，社区构建了公交接驳、步行优先、自行车友好的综合交通体系，依托国家铁路站点与社区巴士网络实现高效出行。777平方米太阳能光伏板为40辆电动车提供清洁电力，实现交通能源100%可再生化。
该社区的能耗水平远低于英国平均水平，其成功的关键在于将建筑节能、交通电动化、居民生活方式改变作为一个整体系统进行设计，而非单项技术的简单叠加。
1.能源替代技术
能源替代是建设零碳园区的首要任务，其核心在于以可再生能源替代化石能源，从源头上削减碳排放。当前，相关技术已形成多元化发展格局。
光伏技术应用场景持续拓展，除传统的屋顶光伏外，建筑集成光伏、光伏车棚等形式日益普及。风电技术则在资源富集区域实现规模化部署，例如英国亨伯工业集群正重点开发全球最大的海上风电项目之一HornSea One。生物质能通过热电联产方式实现能源梯级利用，综合效率可达80%以上。再如德国欧瑞府科技园，其外购农业沼气进行热电联产，所发电力可满足园区部分用电，余热则覆盖约60%的供暖需求。
同时，氢能技术正从示范阶段走向规模化应用。根据制氢路径的不同，目前主要有两种技术方向。一是蓝氢路径，即通过天然气重整制氢并配套碳捕集设施，可作为过渡期减排方案，如英国亨伯工业集群计划建设0.6吉瓦蓝氢项目，并对制氢过程中产生的二氧化碳进行捕集封存；二是绿氢路径，即可再生能源电解水制氢，可实现全生命周期零碳。比利时安特卫普港利用海上风电电解水制取绿氢，通过管道直接输送给港区化工企业替代原有灰氢，同时部署全球首艘氢动力拖船，较传统燃料减少65%的排放。
2.能效提升技术
能效提升是实现园区减排最具成本效益的路径。从技术发展态势看，其重心正逐步从早期针对单台设备、单一环节的节能改造，延伸至对跨企业、跨系统的整体性、系统性优化。
在建筑领域，主要采取被动式设计与主动式节能相结合的方式。被动式设计侧重于优化建筑朝向、体形系数及围护结构，从源头降低用能需求；主动式节能则依靠高效设备和智能控制系统，进一步提升能源利用效率。
在工业领域，重点是余热余压回收利用与生产流程再造。例如，丹麦卡伦堡工业园区通过热电联产，将发电厂余热供给炼油厂和制药厂，使整体燃料利用率提升30%。芬兰Otaniemi创新园区则引入3D打印技术实现按需生产，并将捕集的工业二氧化碳转化为建材，使园区整体碳足迹较传统园区显著降低。
在系统层面，数字化技术成为能效优化的核心工具。例如，德国欧瑞府科技园的能源消耗管理平台通过动态电价信号引导用户错峰用电。新加坡裕廊工业园开发智能能源管理系统，动态调节能源供需，使可再生能源占比达到40%，年节约用电成本超过30%。
3.碳移除技术
碳移除主要依托碳捕集、利用与封存（CCUS）技术。从国际实践看，CCUS正沿着两条主线发展：一是封存环节的规模化集群化，以摊薄单位成本；二是利用环节的多元化资源化，以创造增量价值。
在规模化封存方面，通过建设跨企业的共享运输与封存网络，可实现减排的规模效应。例如，英国东海岸工业集群建成后每年可捕集封存近2000万吨二氧化碳，占全英工业排放总量近50%。
在资源化利用方面，技术路径日益多元。一是矿化利用，将捕集的二氧化碳转化为建材（如碳酸钙），实现永久封存的同时替代天然资源，芬兰Otaniemi创新园区已有实践；二是生物利用，如德国欧瑞府科技园建筑外壁的藻类反应器可持续吸收二氧化碳并进行生物固碳。
1.强化顶层设计与量化标准引领
一是在战略层面确立明确的宏观目标。如欧盟《建筑能源绩效指令》(EPBD)修订案要求新建建筑在2030年前实现净零排放，公共建筑则需在2028年前达标；英国发布《净零战略》（Net Zero Strategy）提出，在2025年左右部署2个工业集群CCUS，到2030年前完成4个工业集群CCUS的部署，届时预计每年可捕集碳排放2000万～3000万吨，占英国工业碳排放总量的50%。二是制定具体的量化标准，如德国《可再生能源法》设定了到2030年可再生能源在电力消费中占比达到80%的约束性目标。在建筑领域，能耗标准是最直接的规制手段。例如，瑞典建筑规范要求新建建筑能耗比国家标准低26%；丹麦通过高额碳税与能源税政策，有效降低了单位GDP能耗水平，实现了经济增长与能源消耗的脱钩。
2.健全政策激励与市场牵引机制
一是设立专项基金提供直接资金支持。以英国为例，政府设立总额47亿英镑的产业战略挑战基金（ISCF），用于支持净零排放产业集群建设和投资，同时为碳捕集项目提供高达200亿英镑的长期资助，覆盖从技术研发到工程示范的全周期，为企业提供稳定的资金预期。二是通过税收减免与电价补贴降低运营成本。美国《通胀削减法案》对园区储能项目给予30%的投资税收抵免，丹麦对生物质能源免征能源税以提升其经济性，挪威通过创新署等机构为中小企业提供分阶段的融资支持。三是借助市场机制为减排创造直接经济价值。英国通过差价合约机制为低碳电力设定执行价格，当市场电价低于执行价格时给予补贴，保障投资者收益。欧盟碳边境调节机制则对进口产品隐含碳排放征税，倒逼出口导向型园区加快绿电替代与能效提升，使减排从成本负担转变为市场竞争优势。
3.深化国际合作与资源协同布局
一是推动技术经验共享，降低技术应用风险。例如，荷兰与德国在能源互联网领域开展合作，共享智能电网调度技术，推动区域能源系统互联互通。二是布局跨国产业链，实现资源互补利用。依托各国资源禀赋差异开展产业链协同。以比利时与纳米比亚的合作为例，比利时投资2.5亿欧元在纳米比亚建设绿氢生产基地，利用当地丰富的光伏资源电解水制氢，再通过海运运回欧洲供港口使用，探索构建“离岸生产—远洋运输—本土应用”跨国产业链。
1.政府引导、市场主导
一是“政府规划、市场实施”模式。以瑞典皇家港为例，斯德哥尔摩市政府制定详细区域规划，对新建建筑能耗、可再生能源占比、绿色空间等指标作出强制规定；市场主体通过竞标获得地块开发权，在政府设定的框架内进行具体设计和建设。二是“政府孵化、企业自组织”模式。以德国欧瑞府科技园为例，柏林市政府将废弃煤气厂低价出让给开发公司，并提供政策咨询与启动资金支持；园区内200余家创新型企业在运营中自发形成技术合作与业务互补，逐步发展为自我循环的产业生态。
2.企业协作模式
一种是企业间通过双边或多边商业合同建立合作。以丹麦卡伦堡工业园区为代表，合作双方就废弃物交换的品种、数量、价格及质量标准签订长期协议，合同期限通常为10至20年，约定废弃物的品种、数量、价格及质量标准。另一种是龙头企业带动的产业链协同形式。以美国恰塔努加生态工业园为例，杜邦公司率先示范废物回收技术，将生产过程中产生的尼龙线头等废弃物进行资源化利用，吸引上下游钢铁、化工等企业加入，逐步形成覆盖多行业的废物交换网络。
3.专业化机构赋能
该模式通过第三方专业机构，为园区企业提供技术、信息与管理支持，有效降低中小企业参与零碳转型的门槛。以加拿大伯恩赛德工业园为例，园区依托由政府与开发公司共同出资设立的伯恩赛德清洁生产中心，为区内1200余家企业提供专业化服务。该中心配备环保工程师、能源专家等专业人员，主要服务涵盖四个方面，包括开展企业能源审计与废物排放诊断，提出清洁生产改造方案；组织企业管理者及员工培训，提升环保意识与操作技能；监督企业环保措施执行情况，定期评估环境绩效；搭建废物交换信息平台，为企业间副产品交易匹配供需资源。
国外零碳园区建设，特别是在顶层设计、技术路线、基础能力、国际合作及市场机制等方面，形成一系列典型经验，对中国加快推进零碳园区建设具有重要启示意义。
国际经验表明，清晰的顶层政策设计是零碳园区建设的前提。欧盟通过《绿色新政》确立2030年新建园区碳中和的宏观目标，英国以《净零战略》细化工业集群碳捕集项目的阶段性部署，德国则以《可再生能源法》设定具体的能源结构量化标准。观点指数研究院发布的《2025产业园区运营卓越表现报告》显示，截至2024年底，全国产业园区总数已超8万家，其中，国家级开发区693家、省级开发区近2600家。中国园区涵盖工业主导型、能源主导型、产城融合型等多种形态，发展阶段和减排潜力差异显著，亟需建立分级分类的政策引导体系。例如，在标准层面，可考虑借鉴瑞典、丹麦等国建筑能耗限额的经验，分行业、分区域设定园区碳排放核算标准、可再生能源消纳权重和能效准入门槛，使宏观目标转化为可量化、可执行的刚性约束。
从国际实践看，零碳园区的成功往往源于对本地资源禀赋的充分挖掘和利用。德国欧瑞府科技园依托城市周边农业沼气实现热电联产，瑞典皇家港结合海水源热泵与生物质能构建多能互补体系，比利时安特卫普港则利用海上风电发展绿氢替代灰氢。中国幅员辽阔，各地风光资源、产业基础、用能结构差异显著，必须坚持因地制宜、因产施策。例如，西北风光富集区应优先发展“风电光伏+储能”模式，通过大规模可再生能源开发与配套储能设施建设，构建高比例清洁能源供应体系。东部沿海地区可依托港口优势和海上风电资源，探索“海上风电—海水制氢—氢能应用”的绿色产业链。北方工业集聚区则应注重工业余热回收利用与碳捕集技术的协同应用，推动高耗能行业深度脱碳。
德国欧瑞府科技园通过能源消耗管理平台实现能源管理过程可视化，新加坡裕廊工业园开发智能能源管理系统动态调节供需，这些实践表明数字化技术是系统优化的主要工具。当前中国园区信息化基础普遍薄弱，大量中小企业缺乏碳排放数据监测和能效诊断能力。可考虑借鉴国外经验，依托第三方服务机构或园区开发主体，建设园区级智慧能源与碳管理平台，整合企业用能数据、可再生能源发电数据及碳排放在线监测数据，实现能源流、碳流、价值流的可视化呈现和智能化调度，为园区精准管理和参与碳交易提供数据支撑。
国际合作为先进技术扩散和跨国资源配置提供了重要平台。英国亨伯工业集群借鉴挪威Sleipner项目20余年运营经验，有效降低了碳捕集技术的早期应用风险；比利时与纳米比亚共建绿氢枢纽，探索构建跨国产业链。中国在推进零碳园区建设过程中，应充分利用双边和多边合作机制，在“引进来”与“走出去”两个方向同步发力。一方面，加强碳捕集、智能电网、氢能等领域的国际技术合作，引进消化吸收先进经验，降低国内技术应用成本。另一方面，依托长三角、粤港澳等沿海港口的区位优势和产业基础，系统布局绿氢进口、储运及应用体系，主动融入全球绿色能源供应链。同时，借助“一带一路”建设机遇，将国内在智能微电网、规模化储能等领域积累的成熟经验向发展中国家推广，同步推动绿电认证体系和碳核算标准的国际互认。
零碳园区建设需要大量资金投入，如何提高经济性是决定其能否规模化拓展的关键。加拿大“40NetZero”工业园通过运营阶段的节能收益弥补前期增量成本，成功吸引大型企业入驻；丹麦卡伦堡工业园区则通过废弃物交换实现成本共担与收益共享，使企业间的合作超越短期交易，形成稳定的产业共生体系。中国在推进零碳园区建设时，应充分挖掘能效提升的经济价值，通过热电联产、余热回收、资源循环利用等技术，降低企业长期运行成本。同时，推动园区与电力市场、碳市场的深度融合，使绿电交易、碳减排量的价值能够充分体现，通过市场化机制吸引社会资本参与园区低碳设施建设与运营。此外，可借鉴英国产业战略挑战基金和差价合约机制的经验，设立中央及地方联动的零碳园区专项基金，对碳捕集、储能等关键设施建设提供长期资金支持，形成政策引导与市场驱动协同发力的良性局面。
中国零碳园区建设在政策体系完善、能源系统转型、资源循环利用、投融资创新、数据治理及分类施策等方面取得显著进展。国家层面明确建设目标与核心指标，地方结合资源禀赋开展差异化探索，如江苏盐城大丰港的绿电直供、内蒙古的“源网荷储”一体化等。
2001年，原国家环境保护总局开始试点生态工业园区建设，旨在通过创建示范活动推动工业园区加强生态环境保护工作。2010年起，国家陆续出台多项绿色低碳工业园区建设鼓励政策，从引导生态工业园区探索低碳经济发展路径、构建绿色制造体系，到组织开展园区循环化改造以提升资源利用效率，再到推动产业园区开展碳排放评价试点，为后续零碳园区建设奠定了坚实基础。2020年“双碳”目标提出后，零碳园区建设进入加速阶段。
2025年6月，国家发展改革委等部门印发《关于开展零碳园区建设的通知》，首次从国家层面明确了零碳园区的建设目标与核心指标。《通知》提出，“支持有条件的地区率先建成一批零碳园区”，并“有计划、分步骤”推进建设。文件明确，零碳园区是指“通过规划、设计、技术、管理等方式，使园区内生产生活活动产生的二氧化碳排放降至‘近零’水平，并具备进一步达到‘净零’条件的园区”。单位能耗碳排放量成为零碳园区建设的核心指标。根据《通知》要求，园区范围内每消耗一吨标准煤所产生的二氧化碳排放，需从目前约2.1吨的平均水平，降至0.2至0.3吨，这意味着园区碳排放需削减约九成。
在地方层面，各省市结合自身资源禀赋和产业基础开展了差异化探索。山东依托化工产业集聚优势，在烟台、东营等地推动化工园区循环化改造，重点发展绿氢替代与碳捕集利用。江苏在苏州工业园区、无锡高新区等地开展绿色低碳示范园区建设，探索高比例可再生能源消纳与智能微网应用。内蒙古利用风光资源优势，在鄂尔多斯、包头等地规划建设一批绿电直供的零碳产业园，推动“源网荷储”一体化发展。四川依托水电资源，在宜宾、眉山等地布局动力电池、光伏制造等绿色低碳产业，探索水电消纳与产业协同发展路径。浙江、广东、安徽等省份也陆续出台省级零碳园区建设指南，形成多点开花的政策实践格局。
高比例绿电消费成为园区能源转型的重点。目前主要有两种实现路径：一是就近消纳路径，包括园区屋顶分布式光伏自发自用、依托增量配电网开展绿电直供、通过厂区直连线路消纳周边新能源等；二是市场交易路径，即通过电力市场购买绿电或绿证，满足可再生能源消纳责任权重考核。
由于大部分园区土地有限，仅靠自建光伏、风电难以实现高比例绿电消费，“园区自给+外部直连”的组合模式更为可行。外部直连即用电户通过直连线路从外部电站直接采购绿电，目前这一探索仍处于起步阶段，多集中于企业层面，园区主导的案例正在逐步增多。
江苏盐城大丰港零碳产业园是率先实现园区主导的可溯源绿电直供案例之一。大丰港以钢铁、造纸等高耗能产业为主，园区80%以上的碳排放来自这些行业，单位能耗碳排放约为每吨标准煤2.7吨二氧化碳。园区规划总面积31平方公里,其中先导区国际合作零碳产业园,占地约1.4平方公里。光伏、风电沿输电线路直送厂区，厂区内大屏实时显示每一度电的来源和碳排放情况，绿电由此获得可追溯的“身份证”。大丰区新能源资源丰富，2024年10月底新能源装机突破5.2吉瓦，预计年发电121亿千瓦时，超过全区全社会用电量。大丰港经开区作为用电大户，可消纳其中一半电力。在不改变电网架构的情况下，绿电流入变电站后通过专线直送企业，配合微网控制和储能设施，实现稳定消纳。
这一做法可带来直接效益。过去企业外购电力碳排放只能套用大电网平均排放因子计算，而获得国际认可的直连数据可采用专线排放因子，仅为大电网的25%左右，被认证的碳排放量大幅减少。先导区目前已吸引中路两轮电动车、鲨湾电摩等出口型企业入驻。园区1.4平方公里先行区已构建起“源网荷储”一体化新型电力系统，预计到2030年园区企业可溯源绿电消费占比达85%以上。
在供热系统零碳转型方面，热泵技术应用日益广泛，地源、水源、空气源热泵在园区办公及生活配套领域逐步普及。对于工业生产所需的高温热能，绿氢替代与生物质能应用进入试点阶段。部分化工园区探索利用绿氢替代化石燃料制取合成氨、甲醇，钢铁园区探索氢基直接还原铁技术应用。生物质热电联产项目在农林资源丰富地区稳步推进。
围绕绿氢、碳捕集利用与封存等关键技术，中国园区正探索构建集群化发展模式。在绿氢领域，张家口可再生能源示范区依托丰富的风光资源，布局绿氢生产、储运、应用全产业链，为园区氢能重卡、氢燃料电池分布式供能提供支撑。在碳捕集领域，齐鲁化学工业区、宁夏宁东能源化工基地等地依托煤化工、石油化工产业基础，规划建设碳捕集与封存示范项目，探索高排放行业深度脱碳的技术路径。广东大亚湾经济技术开发区推动石化企业协同开展碳捕集与资源化利用，将捕集的二氧化碳用于食品级二氧化碳生产和藻类养殖。
再生资源利用的减排潜力逐步释放。以废钢、废塑料、废纸等为重点的再生资源回收体系不断完善，部分园区依托产业集聚优势构建“回收—分拣—加工—应用”闭环产业链。天津子牙经济技术开发区聚焦再生资源综合利用，形成废旧机电产品拆解加工、报废汽车拆解、废旧家电处理等产业集群，显著降低原材料生产环节的隐含碳排放。安徽界首高新区依托再生铅产业，构建“回收—冶炼—精深加工”完整产业链，再生铅单位产品能耗较原生铅降低六成以上。
低碳建材推广应用取得积极进展。雄安新区、长三角生态绿色一体化发展示范区等重点区域率先开展绿色建材政府采购试点，将低碳水泥、绿色钢材、节能玻璃等纳入采购目录，从需求侧引导建材行业低碳转型。部分园区在基础设施建设中明确绿色建材使用比例要求，推动建材供应商开展环境产品声明认证，为全生命周期碳管理奠定基础。
综合能源服务商模式在园区层面加快推广。以合同能源管理为代表的节能服务模式持续深化，节能服务公司为园区企业提供能源审计、改造方案设计、设备投资与运维服务，通过节能效益分享获取收益。能源即服务模式逐步兴起，第三方服务商投资建设园区能源设施，向企业提供电、热、冷等能源产品，实现“共担成本、共享收益”。例如，江苏苏州工业园区引入专业能源服务公司，建设区域能源站，为区内企业集中供应空调冷热源，综合能效提升两成以上。
绿色金融工具创新步伐加快。部分园区探索发行“碳减排与融资条件挂钩”的绿色债券或绿色贷款，将融资成本与企业碳减排绩效挂钩，形成正向激励。例如，浙江湖州绿色金融改革创新试验区推动金融机构开发“碳效贷”产品，根据企业单位产值碳排放量确定贷款利率，碳效等级越高、利率越低。再如，上海浦东新区部分园区探索开展基础设施公募REITs试点，将园区屋顶光伏、储能设施等低碳资产打包上市，拓宽项目融资渠道。
交易模式创新逐步涌现。虚拟电厂聚合交易模式在部分园区试点应用，园区将分散的分布式光伏、储能设施、可调节负荷资源聚合为虚拟电厂，参与电力辅助服务市场和需求响应交易，获取额外收益。在绿证交易领域，部分外向型园区探索采用“Book & Claim”机制，通过购买绿证满足供应链下游企业的绿电使用要求，同时降低自身绿电交易的组织成本。
碳排放数据治理的核心价值日益显现。从应对国际绿色壁垒看，精准的碳核算是满足欧盟碳边境调节机制、欧盟电池法案等国际贸易规则的前提条件。从内部管理看，碳排放数据是园区开展能效诊断、碳减排路径优化、碳资产管理的决策依据。从绿色金融看，可追溯、可验证的碳排放数据是企业获取绿色信贷、发行绿色债券的基础支撑。
园区碳排放数据治理体系加快构建。在标准规范层面，生态环境部发布《工业企业温室气体排放核算和报告通则》《省级温室气体清单编制指南》等系列标准，为园区碳排放核算提供方法学支撑。在平台建设层面，江苏、广东、浙江等省份推动建设园区级能碳管理平台，整合接入重点用能单位在线监测数据，实现碳排放实时统计分析与预警。
苏州工业园区是较早探索能碳一体化管理的案例。作为2023年首批国家碳达峰试点之一，园区以信息技术和高端装备制造为主导，清洁能源占比已超过90%，能耗强度与碳排放强度约为全国平均水平的三分之一。在实践路径上，园区采取“能端改造+数据管理”双轨并行策略。一方面推进热电联产、综合能源站与光伏并网，配套电网侧储能；另一方面建设碳管理平台，上线“一企一档”、能耗计算、碳排放测算、绿色工厂自评估等十个功能模块。园区与碳路科技公司合作搭建的“碳网”数字化工具，可统计园区碳排放总量，分行业、分能源品类、按产业结构做多维分析，向企业提供能耗画像、碳核算、产品碳足迹核算等服务。平台数据反哺园区管理与招商决策，在企业入园审批时可测算拟入驻企业对园区碳负荷的影响，提前将碳成本纳入评估维度。
对标国际规则，国内核算体系加快完善。针对欧盟碳边境调节机制对电力间接排放的核算规则要求，生态环境部等部门印发《关于加快建立统一规范的碳排放统计核算体系实施方案》，推动完善区域电网排放因子、绿电交易碳排放核算等关键方法学。针对欧盟电池法案对碳足迹的披露要求，相关行业协会牵头制定电池产品碳足迹核算标准，推动国内规则与国际规则衔接。
从园区类型看，不同类型园区立足自身功能定位和产业特点，探索形成了差异化的减碳路径。
第一类是生产运营型园区，聚焦工艺流程低碳改造与能源结构优化。
工业主导型园区以实现深度脱碳为目标。以洋浦经济开发区为例，作为海南重要的工业集聚区，其在《洋浦经济开发区创建近零碳园区2025—2030年实施方案（征求意见稿）》中制定了分阶段实施目标：近期（2025年至2027年）和中远期（2028年至2030年）两个阶段重点任务措施共计35项，力争到2030年实现低碳达峰，到2060年洋浦经济开发区实现近零碳情景。洋浦港紧邻深海气田，近海远海均可布局风电，邻近核电项目，具备多能互补的先天条件。
物流园区聚焦运输装备电动化与绿色仓储。深圳盐田港区大力推广电动集卡，建设港口岸电设施，靠港船舶可使用岸电替代辅机发电，减少港口作业环节碳排放。例如，京东亚洲一号仓库应用屋顶光伏发电与智能仓储系统，通过自动化设备和能源管理系统降低仓储环节能耗。
数据中心园区聚焦用能效率提升与绿电采购。贵州贵安新区依托气候凉爽、通风良好的自然条件，建设绿色数据中心，大幅降低制冷能耗。中卫西部云基地大规模采购风电、光伏电力，通过绿电交易满足数据中心用电需求，降低IT基础设施碳足迹。
第二类是空间载体型园区，注重建筑节能与智慧管理。科创园区侧重绿色建筑与智慧能源应用。上海张江科学城新建建筑全部执行绿色建筑标准，建设区域能源中心，集成光伏、地源热泵、冰蓄冷等技术，实现多能互补和供需协同。商务园区以既有建筑节能改造为重点。北京CBD核心区推动办公楼宇实施照明系统智能改造、空调系统变频优化，在不大幅增加投入的前提下挖掘节能潜力。旅游园区立足生态保护与低碳运营。杭州西溪国家湿地公园推广电动游船替代燃油船只，建设生态停车场减少热岛效应，开展碳汇监测评估湿地固碳能力。
第三类是系统集成型园区，统筹多领域协同降碳。产城综合体整合能源、建筑、交通、生态等子系统。天津中新生态城构建可再生能源与绿色建筑集成应用体系，推广光伏建筑一体化、地源热泵集中供能，同时布局慢行交通网络和垃圾分类回收系统，推动生产、生活、生态空间融合发展。
从实践探索看，零碳园区建设仍面临多重挑战：绿电消纳受制于空间错配与制度瓶颈，数据治理基础薄弱制约精准管控，价值实现机制不健全削弱转型动力，不同类型园区面临差异化路径约束，政策协同与激励机制也有待完善，亟需系统破解。
我国风光资源主要集中在西北地区。数据显示，西北电网新能源装机规模已突破4亿千瓦，占总电源装机的60%，而工业负荷中心多在东部沿海。东部园区普遍面临可再生能源禀赋不足的先天制约，单纯依靠新增本地绿电难以支撑大规模减排。以苏州工业园区为代表的东部园区，虽然清洁能源占比已超过90%，但进一步减排空间日趋收窄。这类园区可自建分布式光伏，但自身可再生能源资源有限，能源系统对外依存度较高，需依赖外部绿电采购。而外部采购绿电又面临跨区域交易机制不完善、绿电溢价增加成本等问题。
一是核算标准与方法学体系尚不完善。虽然生态环境部已发布《工业企业温室气体排放核算和报告通则》等标准，但园区层面的碳排放核算指南尚未出台，核算边界、排放因子选取、数据质量要求等关键问题缺乏统一规范。对标欧盟碳边境调节机制对电力间接排放的核算规则要求，国内正在推动完善相关方法学，但与欧盟规则的衔接仍需时日。
二是企业端数据质量参差不齐。部分企业对能碳管理平台缺乏了解，主动参与意识不强，或因能力不足而无法提供高颗粒度的能耗与排放数据。一些中小企业尚未建立完善的碳排放监测体系，普遍缺少专职环保管理人员，其能源消耗数据多依赖人工统计与填报，导致数据的准确性、时效性难以保障，严重制约了园区层面碳管理的精细化水平。
三是数据孤岛现象依然存在。园区碳排放数据涉及能源、统计、环保等多个部门，电力、热力、燃气等不同能源品种的数据分散在不同主体手中，跨部门、跨系统数据共享机制不畅。数据的碎片化制约了园区对碳排放的动态监测和精准管控能力。
一是绿色产品溢价机制尚未形成。当前市场尚未建立对绿色产品的有效定价机制，企业通过绿电采购、碳减排投入生产出的绿色产品，其环境价值难以在销售价格中获得体现。《绿色低碳消费大数据报告（2025）》显示，绿色产品平均价格比非绿色产品高出68.95%，存在显著“绿色溢价”。
二是绿色金融工具覆盖面有限。虽然浙江湖州等地探索“碳效贷”等创新产品，上海浦东探索低碳资产公募REITs，但绿色金融工具仍集中于少数试点区域和优质项目，广大中小企业和普通园区难以获得低成本绿色融资。园区低碳改造项目往往投资规模大、回报周期长，与传统金融工具的期限错配问题突出。
三是商业模式创新仍处于探索阶段。综合能源服务、合同能源管理等模式虽在推广，但受制于收益不确定、风险分担机制不健全等因素，市场化主体参与园区低碳设施建设和运营的积极性有待提升。
一是高耗能行业园区减排成本高、技术路线不确定性大。对于化工、钢铁、造纸等传统高耗能园区而言，转型不仅受到资源和成本的制约，也要面对技术路线选择、投资回收周期拉长等现实压力。对于处于充分竞争的市场化产业，如何兼顾市场经营和节能降碳尤为关键。
二是中小企业在转型中面临能力与资金双重约束。国内碳相关专业化服务体系建设相对滞后，大量中小企业缺乏能源审计、碳核算、清洁生产方案设计等方面的专业支持。园区层面虽在探索能碳管理平台等服务模式，但真正惠及广大中小企业仍需时日。
在绿电直连、碳核算认证、绿色金融等领域，相关配套细则仍需进一步完善。园区在实际推进中，常需同时对接发改、能源、环保、财政等多个部门，审批流程复杂、协调成本高，影响项目落地效率。同时，现有激励政策力度不足，税收优惠、电价补贴等措施覆盖范围有限，且与企业转型所需的高投入相比存在明显缺口。中国能源研究会指出，2025至2060年，中国工业领域碳中和技术的累计投资额将达42万亿元左右，目前资金投入与实际需求之间仍存在显著差距。亟需构建统一高效的跨部门协调机制，加大财税、价格、金融等政策工具的精准支持力度，为零碳园区建设提供稳定、可预期的制度保障。
立足国内实践，借鉴国际经验，针对当前零碳园区建设面临的问题挑战，建议从分类推进、机制完善、数据治理、价值实现、政策协同五方面发力，破除瓶颈、打通堵点，为零碳园区规模化规范化建设提供有力支撑。
开展全面的园区碳盘查与资源评估，在摸清能源结构、产业链构成及主要排放源的基础上，制定“一园一策”的实施方案。对产业类型、资源禀赋、减排潜力各异的园区，合理划分近期、中期和长期任务，明确阶段性目标与技术路径。例如，对产业成熟度高的园区，可加速推进绿电替代、工艺节能等成熟措施；对涉及系统改造、长周期投入的CCUS、氢能等深度减排项目，则应分步实施、滚动推进，确保减排安排与园区技术条件及承载能力相匹配，实现有序落地。
一是完善跨区域绿电交易机制，打破省间交易壁垒，提升可再生能源电力跨省区消纳能力。对于东部制造业园区，支持其通过中长期交易、绿电专场交易等方式，稳定获取西北地区风光资源富集区的绿色电力。二是建立统一的绿电环境价值核算与认证体系，推动专线排放因子核算方法的普适化，使企业购买绿电的减排贡献能够在碳排放核算中得到充分体现，并与欧盟碳边境调节机制（CBAM）等国际规则有效衔接。三是强化产业与能源协同，统筹推进园区能源清洁化替代。依托分布式光伏、风电、储能及多能互补系统，提升本地能源自给率与系统调节能力。对于具备条件的园区，积极探索“源网荷储”一体化模式，将波动性电源转化为稳定可靠的绿色电力，从根本上化解外送通道瓶颈。
一是主动对标欧盟CBAM等国际规则，推动区域电网排放因子、绿电交易碳排放核算等方法学与国际接轨。二是推广数字化管理工具，支持园区建设能碳一体化管理平台，整合电、热、气等多品类能源数据，实现碳排放的实时监测、统计分析、预警与绩效评估。三是建立数据共享与激励机制，推动能源、统计、环保等部门数据有序共享，打破“信息孤岛”。对主动接入平台、提供高质量数据的企业，可在绿色金融授信、政策扶持等方面给予倾斜，形成正向激励循环。
一是加快建立绿色产品溢价机制，推动绿色电力、低碳产品、再生材料的环境价值纳入市场化定价体系。支持出口导向型企业通过绿电直连、绿证交易等方式满足国际供应链要求，使其绿色投入在产品溢价与贸易准入中获得直接回报。二是扩大绿色金融工具覆盖范围与创新应用。推动“碳减排与融资条件挂钩”的绿色债券、绿色贷款向更多园区和中小企业延伸。鼓励金融机构开发与碳绩效挂钩的金融产品，将融资成本与企业单位产值碳排放量等指标关联，形成“减排即降本”的市场化激励。三是探索多元化商业模式创新，支持综合能源服务商、合同能源管理公司等市场主体深度参与园区低碳设施建设与运营。通过节能效益分享、能源托管、虚拟电厂聚合交易等模式，构建“共担成本、共享收益”的合作体系，有效激活社会资本。
一是健全部门协同机制，加强相关部门在零碳园区建设中的政策衔接，推动绿电直连、碳核算认证、绿色金融支持等配套政策协同发力。推动《关于开展零碳园区建设的通知》及配套细则落地实施。二是加大财政金融支持力度。设立中央与地方联动的零碳园区专项资金，对绿电直连基础设施、CCUS示范项目、能碳管理平台等给予精准支持。三是完善税收优惠、电价补贴等激励政策，切实降低企业转型的初始成本与风险。
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（条漫制作：李丹丹）
审核：齐正平
校对：邱丽静
编辑：李丹丹
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