国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局等部门印发《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910号，以下简称《通知》），启动国家级零碳园区建设工作，为统筹有序开展零碳园区建设提供重要工作指引。《通知》提到完整的零碳园区建设标准，从建设条件、指标体系到核算方法作出全面规定，同时明确分级考核指标，根据园区年综合能耗规模实施差异化考核标准。零碳园区绿电直供比例不低于50%。有关零碳园区建设的呼声早在今年3月份就已被提及。2025年国务院政府工作报告明确提到，“扎实开展国家碳达峰第二批试点，建立一批零碳园区、零碳工厂”。此次出台的政策文件包含1个主文件和4个配套细则，其中配套细则包含《零碳园区建设基本条件》《国家级零碳园区申报书大纲》《国家级零碳园区建设指标体系（试行）》《零碳园区碳排放核算方法（试行）》。

零碳园区，是指在一个产业园区内，直接或间接产生的二氧化碳排放总量，在一定周期内（通常为一年），通过清洁技术支持、碳回收技术、能源存储交换等方式全部予以抵消，从而全年实现碳元素“零排放”的现代化产业园区。新建园区从规划设计开始进行全生命周期的零碳园区规划，是最主动的、最有可能实现的。很多碳减排的方案和措施在规划设计阶段是最容易实现的。从四个方面入手实现零碳园区：能源方面（Energy）：尽量高比例使用再生能源。使用屋顶光伏、光伏车棚、小型风力发电设施生产可再生能源电力，购买可再生能源电力用于园区生产运营。有条件的园区建设有沼气热电联产及热泵系统，并配有储能电站、储热储冷装置，满足园区的供暖、制冷和供电需求。建筑方面（Architecture）：尽量降低能耗，提高能效。采用节能保温材料、遮阳板、三玻窗等节能建筑技术，所有新建建筑全部为绿色建筑，并获得LEED铂金级别认证。园区建筑都安装智能电表，并通过智能化的能源管理系统进行集中控制。

交通方面（Communication）：电动化。园区内交通工具尽量全面电动化，配置足够电动汽车充电站，可建立共享电动汽车租赁中心。充电电力来源为风电和光电，电池存储设备由退役汽车电池组成，充电时段和充电功率可智能调控。园区还配有无人驾驶汽车、电动观光车、共享单车等。碳汇方面（Carbon sink）：多增加创造碳汇项目。大量植树造林，可在园区内园区外规划造林抵消园区碳排放。部分建筑外墙悬挂有大片的藻类生物反应器，每公斤藻类吸收二氧化碳约2kg，并清除有害的二氧化氮等废气。藻类还被提取加工成绿色粉末，作为营养添加剂用于化妆品和食品工业。

还有一种方法是通过碳市场购买负碳产品进行碳中和。与自己的碳排量进行对冲清缴，实现碳中和。管理方面：园区全面实现数字化精细管理。能源管理：通过部署EBO楼宇运营系统、PEM电能管理系统以及EMA智能微网系统，实现源（风电、地热、沼气、光电）、储（大容量电池、电车储能、储热）、荷（热、冷、电负荷）间的有效协同，提高园区整体运行能效，确保运营阶段的碳中和。运营和物业管理：实现园区内各项管理的数字化、智能化，精细化运营管理，减少无价值耗能运营，减少能源浪费，减少人力投入。零碳园区的另一大支柱数字化管理、碳足迹追踪系统，是零碳工业园区必备的软实力。零碳工业园区的本质是对碳排放数据进行计量和抵消，要管理隐形的二氧化碳，就需要配套数字化的能耗管理系统。中勒低碳推出“零碳园区解决方案”。该方案从零碳园区战略(Strategy)、能源(Energy)、建筑(Architecture)、交通(Communication)、碳汇(Carbon sink)及系统(System)等六个方面，共同构建零碳园区，被简称为零碳园区SEACCS模型。有一定的现实意义。

《通知》提出了八大重点任务是加快园区用能结构转型，大力推进园区节能降碳，调整优化园区产业结构，强化园区资源节约集约，完善升级园区基础设施，加强先进适用技术应用，提升园区能碳管理能力，支持园区加强改革创新。我不久前撰写的《新质生产力与零碳园区建设》一文中对加快园区用能结构转型和大力推进园区节能降碳这二个重点任务进行了解读。这次对其余的六大重点任务进行进一步解析。

第一部分对园区产业结构优化调整的深度解析，从战略逻辑、实施路径到风险防控进行系统拆解，结合政策要求与前沿实践：产业结构优化的核心逻辑。双重倒逼机制驱动转型：

 产业结构调整的“三升三降”目标。升：新兴产业占比 / 产品附加值 / 能源效率；降：碳排放强度 / 污染排放量 / 化石能源依赖。  

“以绿制绿”模式的落地路径。1.绿色能源生产绿色产品。价值链跃迁案例：远景赤峰工厂用风光电制绿氢→合成绿氨→生产零碳化肥，溢价达15%/吨，2024年出口日本8万吨。

2.新兴产业培育方向：

高载能产业转移的实操框架。1.转移条件科学评估。2. “绿电-产业”耦合模式。集群式转移案例：云南曲靖硅产业园。基础：滇东风电装机12GW（绿电占比83%）；承接产业：光伏硅料（通威30万吨项目）；降碳成效：吨硅料碳排放从25吨降至0.8吨；经济模型：绿电价格0.25元/kWh（比东部低40%）。  

3.深度脱碳技术集成:

注：CO₂来自工业捕集，实现负碳排放。

政策与市场双轮驱动。1.制度创新突破。用能权置换：浙江试点高耗能企业关停后，将原有用能指标转让给园区数据中心，支持算力产业发展。绿色准入机制：海南生态软件园要求企业产品碳足迹≤行业平均值的50%，否则禁止入驻。2.金融工具组合：

风险防控与可持续发展。1.产业空心化预警。动态监测指标：园区工业用地闲置率＞15%； 传统产业关停速度＞新兴产业增速1.5倍；对策：建立接续产业培育库（如鄂尔多斯煤炭区转型氢能装备制造）。2.转移污染陷阱。三道防火墙机制：1.环境承载力评估（大气/水容量红线）；2.绿电保障承诺（签约≥10年购电协议）；3.实时污染监测（联网省级生态云平台）。3.就业与社会稳定。技能重塑计划：河北唐山钢铁工人转型氢能设备运维，培训后薪资提升35%；政府补贴企业员工转岗培训费用的50%。

标杆实践：四川宜宾“电-氢-车”生态。1.产业重构路径。白酒制造 → 动力电池→ 氢能重卡；关停12家白酒小作坊（年减碳4.8万吨）。引入宁德时代（绿电占比62%）；配套丰川动力氢能发动机项目。2.深度脱碳技术。水电制氢成本降至18元/kg（全国最低）；氢能重卡全生命周期成本比柴油车低15%。3.经济效益。新兴产业产值占比从17%升至53%；单位GDP能耗下降34%。

产业结构优化的“黄金三角”。绿色动能：通过“以绿制绿”重塑产业基因（如绿电→绿氢→绿色制造）；空间重置：基于资源禀赋推动高载能产业精准转移（形成“绿电富集区-低碳产业”地图）；制度护航：用能权交易、绿色金融等工具破解转型成本桎梏；最终实现产业进阶（价值链攀升）、生态安全（环境容量可控）、经济可持续（单位能耗产值提升40%）的三重目标。

第二部分对园区资源节约集约的深度解析。从空间规划、能源协同、水循环到固废资源化进行系统拆解，结合前沿技术与制度创新：空间集约化：立体开发与功能集成。

1.土地复合利用模式：

2.产业链空间耦合。实践案例：宁波万华工业园。MDI生产余热 → 供应园区供暖（年节能9.6万吨标煤）；废水 → 再生为循环冷却水（回用率82%）；盐渣 → 提取氯化钠再生原料（固废降89%）。能源梯级利用：温度对口与智能匹配。1.工业热能“三级利用”系统。饼状图 热能品位分级利用。“高温（＞500℃） ：燃气轮机发电” ：35，“中温（150-500℃）：驱动吸收式制冷” ：45，“低温（＜150℃） ：区域供暖/农业温室” ：20。技术突破：上海化工区通过“高温发电+中温制冷+低温干燥” ；能源综合利用率从42%升至76%；年减碳28万吨。 

2.余压余冷回收技术矩阵：

 水系统循环：分质处理与闭环运行。1. 四级水循环体系。关键技术：分质供水：纯水/软化水/再生水分管道供应（天津南港园区节水37%）；零排放结晶：高盐废水制工业级氯化钠（新疆天业集团回收率99%）。 2.智能水网管理：

固废资源化：产业共生与高值利用。1.固废循环网络设计。经济效益：钢渣制微粉替代水泥（吨利润120元）；废酸再生硫酸（成本比新品低40%）。2.难处理固废破局技术：

制度与市场双轮驱动。1. 约束性机制。用地强度考核：国家级园区亩均产值≥800万元（江苏48家园区达标率91%）。水权交易：宁夏试点企业节水可交易剩余配额（年交易额2.3亿元）。2.激励性政策：

风险防控与效益验证。1.关键风险应对：

2.综合效益核算。上海化学工业区实践。

资源集约的“三链融合”范式。1.空间链：通过“工业上楼+地下开发”提升亩产效益（深圳案例达传统园区4倍）；2.能源链：构建温度对口的热能梯级网络（品位匹配使利用率突破75%）；  3.材料链：打造固废-原料-产品的闭环流动（钢渣/废酸等资源化率超95%）；核心突破在于打破企业边界，通过智能管网（热/水/气）和制度创新（水权交易、再生品补贴）实现跨系统优化，最终达成用地集约化、能源高效化、资源循环化三位一体目标。

第三部分对零碳园区基础设施升级的深度解析与实施路径。从能源系统、建筑标准、交通网络到协同管理进行系统设计，结合政策要求与技术经济性：能源基础设施系统升级。实施要点：绿电保障：园区屋顶/边坡光伏覆盖率≥90%，配置储能（装机量15%~20%）；氢能应用：建设电解水制氢站（单站≥1000Nm³/h），配套5km氢管网覆盖重点企业。余热利用：蒸汽管网覆盖率≥80%（如上海化工区年节能9.6万吨标煤）。

2.关键设施技术参数：

绿色建筑全周期管控。1.新建建筑零碳标准：

案例：雄安某产业园通过 “光伏幕墙+地源热泵+智能照明”：建筑综合节能率78%；年碳减排152kg/㎡（行业平均35kg/㎡）。2.既有建筑改造路径。

绿色交通体系构建。1.电动化替代三阶段：

2.交通-能源协同创新。V2G技术：电动车作为移动储能单元参与电网调峰（深圳园区单辆车年收益¥3200）；氢能走廊：加氢站与绿电制氢厂直连（如成都郫都区降低输氢成本40%）。供排水与污染治理升级。1.水资源四级循环系统。核心参数：工业用水重复率≥85%（国家强制要求≥80%）；管网漏损率≤5%（加装AI压力监测传感器）。2.固废协同处理设施：

数字化管控平台集成。1.基础设施智能中枢。功能实现：管网泄漏自动定位（响应时间＜10分钟）；充电桩-光伏出力动态匹配（消纳率提升至95%）。2.关键传感器配置清单：

实施保障机制。1.资金解决方案：

 2.风险防控设计。技术风险：选用双工艺备份（如储氢采用“管束拖车+固态储氢”）；安全风险：建立氢气管网压力三级预警（＞20MPa自动切断）；经济风险：签订政府最低需求协议（如保证采购50%再生水）。

基础设施升级的“三位一体”范式。1.硬件革新：构建“电-氢-热”多能网络（能源利用率突破75%）；2.数字赋能：通过数字孪生实现跨系统优化（故障率下降60%）；3.机制保障：创新融资模式+风险对冲（降低项目成本30%）；最终形成 “绿色供能-智慧用能-循环再生”的基础设施新生态，支撑园区单位能耗碳排放 ≤0.2吨/吨标煤的核心目标。

第四部分对零碳园区先进技术应用的深度解析与实施路径。从技术筛选、场景构建到商业化机制进行系统设计，结合前沿实践与政策要求：技术筛选与评价体系。1. “三性”评估模型。量化标准：成熟度：中试以上（TRL≥6），如固态储氢已实现5000次循环；减排量：单位投资减碳量≥5吨/万元（如绿氢炼钢达8.2吨/万元）；经济性：IRR≥8%，回收期<5年（如构网型储能回收期3.2年）。

2.重点技术方向清单：

产学研深度融合机制。1. “三螺旋”合作框架。关键制度设计：利益绑定：科研团队技术入股（如宁波材料所占股中石化CCUS项目15%）；风险共担：政府提供50%中试保险（深圳补贴上限2000万元）；快速转化：建立园区级中试基地（审批时限压缩至30天）。

2.四类示范场景构建：

技术商业化路径设计。1.全周期资金解决方案。饼状图 资金构成模型  “政府专项补助” ：20，“风险投资” ：30，“绿色信贷” ：35，“用户预付款” ：15。创新金融工具：减排对赌协议：投资方与技术方约定减排目标，超标部分分成（如远景赤峰项目分成比3：7）；碳收益权质押：未来碳配额作为融资担保（云南试点融资23亿元）。

2.商业模版案例：绿氢炼钢

制度创新突破点。1.审批监管改革。沙盒监管：赋予试点园区非标技术临时运行许可（如东莞氢能管网特许运行）；快速认证：建立绿色技术国家标准互认机制（已对接23国标准）。

2.市场激励机制：

风险控制与可持续性。1.技术应用风险矩阵：

2.长效运营机制。技术迭代基金：提取营收3%用于下一代技术研发（宁德时代模式）；人才旋转门：企业与科研机构互派人员（年流动≥20人次）。标杆实践：宁波氨-氢耦合零碳产业园。商业化成果：1.成本控制：离网风电制氢成本降至18元/kg（2025年）；2.认证突破：获全球首张ISCC PLUS绿氨认证；3.收益多元：绿氨出口溢价15%；CCER开发年收入1.8亿；技术授权费5000万/年。  

技术应用的“黄金三角”。1.精准选技：以“单位减碳成本”为核心筛选指标（阈值≤500元/吨）；  2.场景破局：通过“政策沙盒+金融工具”降低首台套风险；3.商业闭环：设计“基础收益+碳收益+技术溢出收益”三重盈利模型；最终实现技术有竞争力（成本≤传统方案）、模式可复制（模块化输出）、收益可持续（IRR＞10%）的深度融合。

第五部分对园区能碳管理能力建设的深度解析。从平台架构、核心功能到实施路径进行系统拆解，结合技术前沿与实践案例：能碳管理平台架构设计。1. “三层三端”系统架构。

2.数据融合关键技术：

 核心功能模块解析。1.源网荷储智能调控。实践成效：大理州园区通过AI调频：新能源消纳率从68%→92%；调频响应时间3小时→20秒。  

2.碳排放在线核算：

3.资源循环优化。宁波万华工业园案例：余热蒸汽：AI匹配纺织企业需求，利用率从37%→89%；中水回用：动态水质分级，再生水成本降40%；固废交换：平台促成废酸→硫酸再生，年交易额1.2亿。实施路径与关键技术。1.四步建设路线，省略。

2.关键技术突破

商业运营模式创新。1. 三方共赢机制（政府，园区，企业）。

2.可持续盈利路径：

风险防控要点。1.数据安全防护。三重保障：1.国产加密芯片（如海泰红盾）；2.私有化部署核心数据；3.等保三级认证。  

2.技术失效应对：

标杆实践：云南电网“碳管家”平台。1.核心功能。接入企业：1.2万家；监测设备：光伏板32万块、充电桩4800台；碳核算精度：范围1+2误差≤2.5%。2.经济效益。年节电量：2.1亿度（等效减碳16.7万吨）；碳资产开发：8.3亿元（CCER交易）；需求响应收益：6800万元。3.技术突破。自研“风光储充”协同算法：绿电消纳率提升至95%；开发区块链碳账本：对接欧盟CBAM系统。 

能碳管理的“三跃迁” 。1.数据价值跃迁：从人工统计 → 实时碳流可视化（宝钢碳排放分辨率达秒级）；2.管控模式跃迁：从被动监管 → AI主动优化（大理州调频效率提升54倍）；  3.商业本质跃迁：从成本中心 → 利润中心（云南平台年创收超9亿）。终极目标是通过数字孪生 实现“源-网-荷-储-碳”五维协同，使园区成为智慧能源路由器与碳资产银行。

第六部分对零碳园区改革创新机制的深度解析与实施路径。从主体协同、市场机制到技术支撑进行系统设计，结合国际经验与中国实践：多元主体协同机制设计。1. “五方联动”责任与收益框架。发电企业：通过长期购电协议（PPA）锁定收益，如云南风电0.25元/kWh（保底消纳80%）；电网企业：收取过网费+辅助服务分成（如大理州电网年增收1.2亿）；能源服务商：节能收益分成（30%-40%）+碳资产开发佣金；园区企业：降低用能成本（绿电价比市电低0.05元/kWh）+免于碳关税惩罚。

虚拟电厂（VPP）落地路径。1.VPP三级进阶模式：

 2.关键技术支撑。负荷预测：LSTM算法精度≥92%（上海临港案例）；区块链交易：点对点绿电交易（德国Enerchain技术移植）；碳流计量：实时追踪度电碳含量（云南电网平台误差<3%）。

高比例可再生能源消纳解决方案。1. “三纵三横”保障体系。2.典型场景经济模型：

政策与市场双轮驱动。1. 制度创新清单：

 2.电力市场规则优化。交易品种：增设爬坡辅助服务（美国PJM模式移植）；结算机制：引入“报量报价”模式（广东电力现货试点）；准入条件：降低VPP准入门槛至1MW（浙江新规）。

风险防控与可持续机制。1.关键风险应对矩阵：

2.长效保障机制。技术迭代基金：从VPP收益提取3%投入AI预测算法升级；主体轮训制度：电网-园区-企业月度协同演练（上海试点）；争议仲裁机制：设立能源法庭（借鉴新加坡模式）。标杆实践：大理州“风光储氢”虚拟电厂。架构与成效。运行指标：新能源消纳率 95%（全国平均68%）；调频响应 20秒（传统3小时）；企业用能成本降18%。经济收益：电力市场收益 1.3亿元/年；碳资产开发 0.7亿元/年。  

改革创新的“三位一体”突破。1.主体破壁：通过“过网费+分成制”重构电网企业角色（从输配电管理者变为系统价值整合者）；2.市场重构：设计“电-碳-金融”三市场联动机制（如VPP收益权证券化打通资金链）；3.技术赋能：以区块链+AI预测实现多主体无信任协同（交易成本降低70%）。终极目标是建成“自组织、自适应、自盈利”的零碳能源生态，使园区从能源消费者转型为系统平衡者与规则制定者。