解读58页PPT：绿电直连与零碳产业园政策盘点及商业模式思考

两份文件：绿电直连与零碳园区同月落地

2025年5月21日，国家发展改革委、国家能源局发布《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），鼓励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。仅一个月后的6月30日，国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局发布《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910号），提出支持零碳园区建设、推进各类园区低碳化零碳化改造。

两份文件一前一后，实际构成了一条完整的政策链：前者解决园区到哪里取得绿色电力，后者规定园区整体要达到什么减碳水平。理解零碳园区，必须把这两份文件放在一起看。

绿电直连怎么定义：并网与离网两条路

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，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。

按照负荷是否接入公共电网，项目分为并网型和离网型两类。并网型项目作为整体接入公共电网，与公共电网形成清晰的物理界面与责任界面，电源应接入用户和公共电网产权分界点的用户侧。采用直连线路向多用户开展绿色电力直接供应的，具体办法由国家发展改革委、国家能源局另行规定。

这一目标定位意味着，绿电直连并不是单纯的便宜电，而是要在安全、绿色、权责、源荷四个维度上同时站得住。

运行管理：安全、接入与调度三条红线

650号文对运行管理提出细致要求。项目应严格落实安全生产管理措施，及时开展风险管控及隐患排查治理；应按标准配置继电保护、安全稳定控制装置、通信设备等二次系统，并及时组织竣工验收，将竣工验收报告报送省级能源主管部门和国家能源局派出机构。电网企业应向满足并网条件的项目公平无歧视提供电网接入服务。

调度方面，并网型项目整体及内部电源按照接入电压等级和容量规模接受相应调度机构管理。除发生影响公用系统安全稳定运行的突发情况外，调度机构应按照项目自主安排的发用电曲线下达调度计划，项目内部资源应做到可观、可测、可调、可控。

责任界面上，并网型项目与公共电网按产权分界点形成清晰明确的安全责任界面，项目应自主合理申报并网容量，并确保项目与公共电网的交换功率不超过申报容量。在新能源消纳困难时段，项目不应向公共电网反送电，同时应通过配置储能、挖掘负荷灵活调节潜力提升系统友好性。

交易与价格：作为整体入市，费用照缴

在交易与价格机制上，650号文规定并网型绿电直连项目享有平等的市场地位，按《电力市场注册基本规则》进行注册，原则上应作为整体参与电力市场交易，根据市场交易结果安排生产，并按照与公共电网的交换功率进行结算。明确要求项目负荷不得由电网企业代理购电；电源和负荷不是同一投资主体的，也可分别注册，以聚合形式参与电力市场交易。

费用方面，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。计量上，并网型项目以项目接入点作为计量、结算参考点，作为整体与公共电网进行电费结算，并应具备分表计量条件，在内部发电、厂用电、自发自用、储能等关口安装双向计量装置，禁止绕越装设的各电能计量装置用电。

零碳园区八项重点任务与资金支持

910号文从八个方面部署重点任务：加快园区用能结构转型、大力推进节能降碳、调整优化产业结构、强化资源节约集约、完善升级基础设施、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。其中用能结构转型明确要求因地制宜发展绿电直连、新能源就近接入增量配电网等绿色电力直接供应模式，并推动园区利用生物质能、核能、光热、地热、工业余热等热能资源实现供热系统清洁低碳化。

保障措施方面，国家发展改革委将统筹利用现有资金渠道支持零碳园区建设，鼓励各地区给予资金支持，通过地方政府专项债券支持符合条件的项目，鼓励政策性银行给予中长期信贷支持，支持符合条件的企业发行债券用于零碳园区建设。同时探索对多能互补、多能联供项目实行一个窗口审批制度，在零碳园区范围内创新节能审查和碳排放评价模式。

申报门槛与验收指标：核心指标是硬约束

零碳园区建设主体为省级及以上开发区，建设范围可为园区整体，也可为园中园，以园中园形式申报的需有明确四至边界。申报园区需在能耗和碳排放统计、核算、计量、监测等方面具备一定基础，且3年内未发生重大安全、环境事故或其他社会不良影响事件。各地区推荐园区数量不超过2个，于8月22日前报送。

验收指标体系分两类。核心指标为单位能耗碳排放，是园区验收评估的首要条件：年综合能源消费量20~100万吨标准煤的园区需≤0.2吨/吨标准煤，年综合能源消费量≥100万吨标准煤的园区需≤0.3吨/吨标准煤，达不到的园区原则上不得申请验收。引导指标包括清洁能源消费占比≥90%、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、工业固体废弃物综合利用率≥80%、余热余冷余压综合利用率≥50%、工业用水重复利用率≥80%，客观条件不具备的可在申报材料中说明原因。

建设期满后，由省级发展改革委组织开展自评估，符合要求的由国家发展改革委组织有关部门和单位开展评估验收，通过的园区正式成为国家级零碳园区。

碳排放核算：先算能源活动，再算工业过程

课件给出的园区碳排放核算总体方法为：核算边界是一个自然年内园区内能源活动和工业生产过程产生的直接或间接碳排放（二氧化碳，不包括其他温室气体）之和，即E园区=E能源活动+E工业过程。

能源活动碳排放包括化石能源用作燃料产生的排放、能源加工转化过程产生的排放、园区电力与热力净受入蕴含的间接碳排放。其中间接排放按电力净受入量乘以电力排放因子、热力净受入量乘以热力排放因子分别计算。工业过程碳排放则基于产品产量和对应排放因子，分别核算水泥熟料、石灰、合成氨、甲醇、原铝、粗钢、铁合金、工业硅、碳化钙等产品生产过程排放后累加。

课件还按行业梳理了排放特征：金属冶炼、平板玻璃、水泥、陶瓷、工业硅、磷酸及磷酸盐等企业存在难以避免的工艺过程排放；食品、烟草及酒、饮料和精制茶以及化纤生产企业过程排放相对较少。这一区分直接指向了总结中的建议——优先从工业过程不产生或仅产生少量碳排放的行业入手推广零碳方案。

各省实践：从四川、内蒙到江苏、安徽、山东、重庆

课件梳理了多个省市的零碳园区与绿电直连政策。四川要求申报园区工业年产值达100亿元以上，已确定4个工业园区作为零碳园区试点，涵盖晶硅光伏、智能制造、资源加工、绿色高载能等类型；内蒙古确定20个自治区零碳园区培育建设试点名单，分布在呼和浩特、包头、鄂尔多斯等地。

江苏方面，徐州预计到2027年底完成18家及以上零碳园区建设和验收，无锡将在2025年遴选15家园区开展建设，并公示了涵盖江阴、宜兴、锡山、新吴等地的培育名单。安徽提出到2030年建成20个以上零碳园区，并对煤炭消费总量下降、可再生能源电量比例、余热余能回收率、新能源交通物流工具比例、绿色照明比例、绿化覆盖率等提出量化要求，其中碳信用产品中和碳排放量的比例不应超过5%。山东计划按每市原则上不超过1家、全省选取15家左右零碳园区开展试点，重庆则提出到2027年全市近零碳园区试点累计达到24个。

鄂尔多斯方案：并网与离网两本经济账

课件用内蒙古鄂尔多斯某工业园区做了完整测算：光伏年利用小时数1673小时，风电年利用小时数2862小时，用电负荷40MW，用热负荷236.3MWt（折合294t/h）。并网方案配置光伏890MW、风电400MW、电加热器700MW、熔盐储能5444MWh（储能时长18小时）、蒸汽发生系统295MWt、汽轮发电系统50MW电/236.3MW热，以及天然气汽水锅炉241MW。

减碳效果上，原方案年碳排放量约111.1423万吨；并网新方案年碳排放量约10.1289万吨，约为原方案的9.11%；离网新方案年碳排放量约10.9418万吨，约为原方案的9.84%，均满足零碳园区≤10%的要求。

经济性上，并网方案静态总投资543310万元，资本金内部收益率3.17%，项目内部收益率3.58%，项目回收年16.93年；离网方案静态总投资549410万元。并网方案外购电、购天然气、碳排放支出合计18714万元/年，替代外购电及外购蒸汽费用收入63901万元/年。课件据此判断，目前项目方案经济性一般，需要国家出台零碳园区相关激励性政策予以补贴。

从配置看，这个零碳供能项目的核心逻辑是电热耦合：890MW光伏和400MW风电提供绿色电力，700MW电加热器把富余绿电转为热能，5444MWh熔盐储能承担18小时的储能时长，再通过295MWt蒸汽发生系统和50MW电/236.3MW热的汽轮发电系统向园区供电供汽。 投资结构上，光伏发电系统204700万元、风电发电系统140000万元，两项合计占比超过六成；熔盐储能系统59890万元、电加热器系统35000万元、输电线路30000万元也占据相当比重。这一投资结构说明，风光装机规模大、储能配置高，是项目为实现高比例绿电供应付出的主要成本，也是理解其经济性挑战的关键。

运行数据显示，并网方案的绿电供应量3.387亿kWh接近全年用电需求3.504亿kWh，缺口由0.139亿kWh的电网补充电量填补；绿热供应18.4345亿kWht对应用热需求20.7亿kWht，差额由2.2654亿kWht天然气补热承担。 减碳测算采用电力排放因子0.8325kgCO2/kWh和热力排放因子缺省值0.11tCO2/GJ。原方案按电量完全由电网提供、热量完全由周边热电厂提供设计，年碳排放量约111.1423万吨；新方案年碳排放量约10.1289万吨，约为原方案的9.11%，满足零碳园区≤10%的要求。这个9.11%的结果直接决定了方案能否通过零碳园区验收，是整个测算中最关键的一个数字。

经济性测算采用的边界条件包括：蒙西电网年均用电价格约0.4281元/kWh，天然气价格2.5元/Nm³，碳交易价格86.53元/t，外购蒸汽费用150元/吨。替代外购电及外购蒸汽费用收入63901万元/年，扣除18714万元/年的购电、购天然气、碳排放支出，形成项目主要收益来源。 但结果是资本金内部收益率3.17%、项目内部收益率3.58%，项目回收年16.93年、资本金回收年23年，运行期25年。课件据此明确判断——目前项目方案经济性一般，需要国家出台零碳园区相关激励性政策予以补贴。这意味着零碳园区项目在当前价格与成本条件下，靠自身收益难以形成足够吸引力，政策资金支持、专项债、中长期信贷等保障措施能否落地，将直接影响项目的可实施性。