去年首批国家级零碳园区建设工作启动，52个园区入选，覆盖全国31个省（区、市）和新疆生产建设兵团，各地推进的总体节奏如何？
多位业内人士向21世纪经济报道记者表示，52个园区推进节奏与园区性质、资源禀赋、建设条件、投资环境等多个因素相关。从公开信息来看，自2025年国家发展改革委等多部门发布首批国家级零碳园区建设名单以来，各地推进节奏呈现“政策热、落地分化”的格局。政策端已形成强信号，浙江、江苏、广东等地已发布了零碳园区建设标准或导则，政策传导链条基本打通。
放眼全国，零碳园区赛道正在释放巨大的投资潜力。近日，《大同经济技术开发区零碳园区专项规划（2026—2030年）》（以下简称《专项规划》）落地。该园区重点项目投资预计达169.04亿元，预测未来单位综合能源消费碳排放强度可降为0.007吨二氧化碳/吨标准煤。业内人士表示，按照国家相关建设通知要求，国家级零碳园区要以2025年为基准年，确定零碳园区建设期，围绕指标体系提出建设目标，明确建设路线图、时间表以及不同阶段建设重点等。持续落地的项目将进一步打开绿色产业与资本市场的合作空间。
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单位能耗碳排放预测降至0.01以下
单位能耗碳排放（即园区内每消费一吨标准煤的各类能源所产生的二氧化碳量）是衡量园区的“零碳”水平的核心指标。
21世纪经济报道记者查阅《专项规划》发现，大同经开区围绕能源、产业、碳排、资源等关键维度，构建零碳园区发展目标体系。约束性指标方面，园区单位能耗碳排放≤0.3吨二氧化碳/吨标准煤。《专项规划》明确提到，园区碳排放主要来源于天然气碳排放，园区电力供应采用“绿电直供+绿电绿证交易”的方式。单位综合能源消费碳排放强度可降为0.007吨二氧化碳/吨标准煤，满足国家级零碳园区核心指标要求。
“《专项规划》作为我们建设零碳园区的文件，明确了近期与远期的阶段性目标。”就《专项规划》相关情况，大同经开区相关负责人在回应21世纪经济报道记者时表示。其中，单位综合能源消费碳排放强度降至0.007吨二氧化碳/吨标准煤是远期努力的方向。这一目标的实现需要结合园区实际建设进展、能源结构优化及技术应用情况动态推进，目前园区正按规划路径稳步实施，并将根据实际情况持续评估和调整，力争达成要求。
国家级经济开发区绿色发展联盟秘书处主任宋雨燕表示，《专项规划》在方法论上是严谨的，但在可行性层面存在若干需要正视的现实约束。例如，天然气排放虽小，但属于“硬排放”，缺乏清零路径，《专项规划》中园区碳排放8428.52吨二氧化碳全部来自天然气。天然气主要用于工艺加热、应急发电和调峰保障。这部分排放目前缺乏经济可行的归零手段。虽然8428.52吨二氧化碳的绝对量很小，单位强度也远低于标准，但从“零碳”的字面意义上讲，这部分排放最终仍需通过碳抵消（如购买碳汇）来实现名义上的“净零”，而这将产生持续的费用支出。
类似的难题并非大同独有。放眼全国，当前园区的碳排放强度基数与零碳目标之间存在落差。宋雨燕表示，当前全国园区单位能耗碳排放平均水平约2.1吨二氧化碳/吨标准煤，零碳园区的达标要求相当于将碳排放强度压降到全国平均水平的约1/10，挑战极大。由于第一批52个园区的完整碳排放数据尚未全部公开，根据现有的部分资料初步研究，大部分园区目前的能源结构仍以煤电为主，若要降至≤0.2吨二氧化碳/吨标准煤，必须实现极高比例的清洁能源替代，这在短期内难以完全实现。
大同经开区电力消费占比超99%
电力作为园区能耗的主体，其供应模式转型是园区提升“零碳”水平的重要方式之一。
根据《专项规划》，21世纪经济报道记者了解到，大同经开区园区能源消费以电力和天然气为主，其中电力消费占比高达99.57%。文件提到，电力作为主要能源且占比突出，为园区推进零碳化转型提供了有利条件——通过绿电替代传统电力，碳排放可显著降低。以能源结构清洁低碳化作为零碳园区的首要突破口，重点构建“本地绿电直供为主、外部绿电协同为辅、源网荷储智慧联动”的能源供应格局。核心任务是规模化开发风光资源，创新电网支撑模式，并推进终端用能全面电气化。
并非所有园区都像大同这样具备高比例电力消费的基础，52个园区推进绿电转型的起点与难点各不相同。
北京中创碳投科技有限公司首席双碳官孟兵站向21世纪经济报道记者表示，各园区类型虽有差异，但存在一个显著共同点：电力能耗在园区总能耗中占据绝大部分比重。零碳园区要实现零碳，核心在于电力。具体而言，将传统的电网使用方式转变为“绿电直连+绿电交易”模式。但需注意，绿电交易的比例存在上限约束。对于那些尚未购买绿电或绿证的园区而言，由于缺乏内在动力，推动这一转型将面临较大困难。
世界资源研究所（WRI）北京代表处能源项目副研究员张连慧向21世纪经济报道记者表示，对于电力脱碳来说，达到50%以上绿电直供要求是园区普遍需要应对的挑战之一。绿电直连是实现绿电直供的方式之一，2026年5月刚刚出台的绿电直连一对多政策，打破了只能向单个用户供应绿电的限制，利好零碳园区的建设，但现有的价格机制对于大部分负荷率相对较低的普通企业来说，成本是明显增加的。
进一步看，缺乏动力的背后是绿电直供能力与本地资源禀赋之间深度绑定。孟兵站表示，许多园区缺乏通过交易方式采购绿电或绿证的动力。对于这类园区而言，必须从根源上解决问题，即通过绿电直供的方式，实现园区电力消耗的90%甚至100%全覆盖。然而，绿电的覆盖能力与不同园区的本地资源禀赋密切相关。能否实现绿电直供、覆盖比例高低，很大程度上取决于园区所在地的风、光等可再生能源资源条件。因此，当前面临的主要挑战并非全部来自技术或政策层面，也与园区本地的资源基础有关。
资源禀赋的空间分布并不均衡，引出零碳园区推进过程中更深层次的结构性矛盾。
“当前零碳园区推进面临的首要挑战，在于绿电资源与用电负荷之间的空间错配。”孟兵站介绍，西部地区风光资源丰富，但本地用电负荷相对较低；而负荷需求集中的东南沿海地区，资源条件则相对不足。尤其像北京经开区等位于城市周边的园区，用电及用地成本较高，屋顶等开发资源紧张，绿电开发空间较为受限。另一个关键矛盾在于新能源本身的波动性与负荷端对24小时稳定供电的需求。若要实现90%甚至全覆盖，必须配套较高比例的储能设施。然而，当前储能成本依然较高，尤其在北京等地区，对储能安全性的要求更为严格，进一步推高了系统成本。总体来看，零碳园区的核心挑战在于如何实现源网荷储的经济性落地，使其能够与地方资源条件有效匹配，并探索出更为经济的实施路径。在此过程中，如何吸引社会资本参与投资，同样是一个至关重要的课题。
建设出现明显分化
当前，各地省市级配套政策密集出台。不过，宋雨燕表示，地方层面出现明显分化。首批52个园区中，部分园区已启动专项规划编制或修编工作，但也有不少园区仍处于观望状态。差异主要源于地方财政能力不一，零碳园区建设投资规模大，中西部地区园区筹资压力较大。此外，园区产业基础差异大，有些园区本身能源结构以电力为主、绿电获取便利，推进阻力小，而一些高耗能产业园区转型难度显著更大。
张连慧表示，对于52个园区而言，真正决定能否达到“单位能耗碳排放≤0.2/0.3吨二氧化碳/吨标准煤”的关键，是能否完成整个园区能源系统和产业系统的深度低碳转型。而系统性转型涉及地方政府、园区管委会、园区内企业、投资方等多个利益相关方之间的共同协作。其中，转型成本分担和利益分配，是所有零碳园区建设利益相关方最关心的问题之一。
在投资规模方面，结合大同《专项规划》来看，项目库分为多类重点项目，预计投资169.04亿元。不过，零碳园区的效益可以体现为直接的财务节约、可量化的环境价值以及潜在的绿色溢价。例如，大同经开区零碳园区年电费节约1.56亿元。园区年碳排放量可从310.43万吨二氧化碳降至0.84万吨二氧化碳，年减排量达309.59万吨二氧化碳。
零碳园区建设投资的重点项目由哪几个部分组成？宋雨燕介绍，包括绿色产业、新能源+储能、节能降碳技改、基础设施、CCUS等。不同项目的投资回收期不同，产业类的项目6—8年，新能源项目9—12年，技改的项目一般回收期短一些，为3—5年，基础设施和CCUS在全生命周期内可能都无法收回投资。不过，园区建设要算大账，提升绿色营商环境，更好地招商引资，为区域发展提供更多的碳排放空间。宋雨燕认为，零碳园区建设投资规模大、期限长、收益稳定，适合多元化投融资模式。
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