解读清华大学PPT：零碳园区一体化建设路径探索与实践

政策脉络：零碳园区如何从概念走向统一标准

材料清晰地勾勒出零碳园区在国内发展的三个阶段。2020年9月至2021年8月的起步阶段，部分开发商和用能企业把零碳园区作为宣传手段，直到2021年8月中央发文纠正运动式减碳，讨论才开始减少。2021年8月至2024年12月进入各地探索阶段，国家发改委开展碳达峰园区建设，各地因地制宜借鉴国际经验。2024年12月中央经济工作会议确定建立一批零碳园区后，2025年7月发布国家级零碳园区建设方案（910号文），2025年12月发布首批52个国家级试点，零碳园区正式进入国家统一标准阶段。

这一演进过程背后有一条清晰的逻辑线：零碳园区从企业自发行为上升为国家制度安排，从地方标准走向国家统一标准，从概念宣传转向实质性建设考核。材料还专门梳理了欧盟碳边境调节机制和欧盟电池法案两项外部压力，碳关税首批纳入水泥、钢铁、电力、铝、化肥五大行业，2026年CBAM证书预计达到75.36欧元/吨二氧化碳当量，欧盟新电池法案则对碳足迹声明、再生原材料使用比例和回收率提出了分阶段要求。这些外部规则正在倒逼国内园区加快零碳转型。

核心指标：单位能耗碳排放如何计算、怎么达标

国家零碳园区建设指标体系（试行）明确了核心指标和引导指标的分层结构。核心指标只有一项——单位能耗碳排放，但按照园区年综合能源消费量分为两档：20万至100万吨标准煤的园区需≤0.2吨/吨标准煤，100万吨标准煤以上的园区需≤0.3吨/吨标准煤。达不到核心指标要求的园区，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%。

单位能耗碳排放的计算逻辑可以拆解为：园区能源碳排放除以综合能耗，也可以表示为单位GDP能耗乘以单位能耗碳排放。降低这一指标需要两条腿走路：一是推进电气化，提高能源自给率；二是提升园区产业转型和能效水平。在电网排放因子取值方面，材料给出了一个关键规则：

这意味着外购非绿电力对单位能耗碳排放的推高作用非常显著。此外，园区用电应优先通过绿色电力直接供应满足，原则上直接供应比例不低于50%。

建设体系：八个方向与保障措施

910号文从八个方面构建了零碳园区的建设体系。加快园区用能结构转型，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，探索氢能、生物质等替代化石燃料和原料；大力推进园区节能降碳，推动建立用能和碳排放管理制度，深入推进能效碳效诊断评估，淘汰落后产能、工艺和产品设备；调整优化园区产业结构，布局发展低能耗、低污染、高附加值新兴产业，探索以绿色能源制造绿色产品的以绿制绿模式；强化园区资源节约集约，促进能量梯级利用和水资源循环利用。

在基础设施和智慧管理方面，要求优化园区基础设施规划设计，推动新建建筑按照超低能耗建筑、近零能耗建筑标准设计建造，加快运输工具低碳零碳替代；支持园区建设能碳管理平台，强化负荷监控、预测与调配能力；支持地方政府、园区企业、发电企业、电网企业、能源综合服务商等各类主体参与零碳园区建设。保障措施方面，对零碳园区的支持以现有资金渠道统筹为主，《节能降碳中央预算内投资专项管理办法》将零碳园区相关项目纳入支持范围，支持比例为核定总投资的20%。同时通过地方政府专项债券等金融工具支持符合条件的项目，多能互补、多能联供项目实行一个窗口审批制度。

绿电直连：政策规则与四大核心约束

绿电直连是指风光等可再生能源不直接接入公共电网，而通过直连专用线路向单一电力用户供电，且能够实现供给电量清晰物理溯源的供电模式，分为并网型和离网型两类。650号文对绿电直连提出了明确的政策约束。在投资模式上，由负荷或发电企业作为主要投资方，投资包含电源、直连线路，

在源荷适用条件上，涵盖新增负荷配套建设新能源项目、存量具有明确出口需求的负荷、存量负荷通过压减自备电厂出力、存量未并网新能源项目或因消纳困难无法并网项目四类对象。

在电量比例约束上，项目整体自发自用电量占总可用发电量的比例需大于60%，占总用电量的比例应大于30%；上网电量占总可用发电量的比例上限一般不超过20%。现货市场未连续运行地区，余电不可上网。在费用缴纳上，项目应按规定缴纳输配电费、系统运行费用、政策性交叉补贴、政府性基金及附加等费用，且原则上不得减免，既包括上网电量部分，也包括自发自用电量部分。多用户绿电直连方面，材料提到四种新的形态（存量加增量共四种），园区模式会成为热点，绿电溯源适配小时级规则，与《非化石能源电力消费核算指南（试行）》衔接。

关键技术：电气化、能效提升与绿电自给的组合拳

材料将零碳园区关键技术归纳为三条主线。电气化方面，工业余热利用是重点，不同温度区间的电气化经济性差异显著：90℃以下中低温供热经济性佳，90-150℃工业用蒸汽可降低单吨蒸汽成本20-60%，150-300℃工业用蒸汽约为天然气的1.6倍，300-1000℃冶炼或烧制经济性受限。第5代区域冷热优化供应以超低温供热（20℃）为基础，更好地回收45℃以下的低品位余热资源。氢能替代方面，绿氢用于难以直接电气化的领域，如航空、航运、重型交通、工业原料等。

能效提升方面，工业能效监测与评估包括能效对标和异常诊断两大要点，通过数据采集、天气因素关联、活动识别等方式实现精确诊断。低碳建筑采用被动式技术和性能化设计，结合自然通风、自然采光、高效围护结构和智慧机电控制系统，以最少的能源消耗提供最舒适的室内环境。绿电自给方面，2026年1月五部门联合印发《工业绿色微电网建设与应用指南（2026-2030年）》，集成光伏、风电、高效热泵、新型储能、氢能、余热余压余气、智慧能源管控等一体化系统。绿电直连则是实现高比例绿电自给的必由之路，材料通过云南普洱思茅产业园的实例，展现了从用能现状摸排到方案验证的完整规划流程。

经济性测算：用户与发电方如何算账

材料给出了绿电直连下用户电费和发电方收益的计算模型。用户侧，绿电直连方案按容（需）量缴纳输配电费，下网电量不再缴纳系统备用费和输配环节电量电费。月度容（需）量电费=按现行政策缴纳的容（需）量电费+所在电压等级现行电量电价标准×平均负荷率×730小时×接入公共电网容量。采用绿电直连能够省电费的潜力来源于三个方面：直连新能源购电单价相对电网购电价格让利；暂不缴纳直连部分的线损、系统运行费、交叉补贴损益；负荷率大于全省平均负荷率。

发电侧，绿电直连方案下某月发电收益=上网电量×售电价格+直连电量×直连单价，替代了传统的发电收益=总发电量×售电价格+机制电量比例×总发电量×机制电价。提升发电方收益的潜力来源于：直连部分销售价格大于市场化售电价格；在电网消纳率低的地区提升总发电量；通过相对确定的直连电量电价替代退坡的机制电量电价。但材料也指出了面临的难点：直连专线建设与后期运维费用高昂，整体投资规模远大于常规项目，专线建设涉及跨区域协调及审批，部分地区需建设管廊将线路入地，220千伏以上等级接入需专项安全评估，还需承担全生命周期运维责任。在收益保障方面，可上网电量有限，非现货市场连续运行地区禁止上网，参与电力市场并无优待。

实例分析：云南普洱思茅产业园的规划全貌

材料以云南普洱思茅产业园（宁洱片区）为例，展示了零碳园区规划设计的完整流程。园区总规划面积11.94平方公里，正从以林产加工为主导转向以钠离子电池研发与制造为核心的新能源全产业链集群。能源消费现状方面，2023年园区能源消费总量7700吨标准煤，电力消费占比76.04%，煤炭占22.99%，油品和天然气合计仅占1%。基准情景预测显示，2028年一次能源消费达10.56万吨标准煤，电力主导（68.95%），化石能源占比降至20.81%，清洁能源占比高达94.28%。

碳排放方面，2028年园区碳排放达22.46万吨，电力消费为最大排放源（18.72万吨，占83.33%），化石能源次之（3.74万吨，占16.67%）。按主要产品划分，2026年起电芯与正极材料成为最大排放源，2028年合计占比超80%。单位能耗碳排放始终处于高位（大于2吨二氧化碳/吨标准煤），因电池项目投运于2026年跃升，虽后期可再生能源占比提升促其回落，但2028年仍达2.126吨二氧化碳/吨标准煤。这一数据与国家对零碳园区≤0.2或≤0.3的要求差距明显，说明园区需要通过绿电直连、电气化替代、能效提升等综合手段实现大幅降碳。

材料的规划设计方法分为五步：选取项目地点自动获取价格与资源数据，多方式生成电、热、冷负荷，录入设备参数与全局条件，优化计算与结果输出，规划结果调整与验证。优化目标是以供能成本最低（LCOE、NPV最低）为目标，以650号文政策规定为约束，以8760生产模拟为手段。

国家零碳园区建设指标体系的核心指标只有单位能耗碳排放一项，按园区年综合能源消费量分两档设定：20万至100万吨标准煤的园区需≤0.2吨/吨标准煤，100万吨标准煤以上的园区需≤0.3吨/吨标准煤。这一指标是园区验收评估的首要条件，达不到要求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%、工业固废综合利用率≥80%、余热余冷余压综合利用率≥50%、工业用水重复利用率≥80%等，发挥路径引导作用，客观条件不具备的可说明原因后不纳入验收要求。

云南普洱思茅产业园2023年能源消费总量为7700吨标准煤，其中电力消费2136.89万千瓦时，折标后占消费总量的76.04%，煤炭消费1877.63吨占22.99%，油品和天然气合计仅占1%。基准情景预测显示，2028年一次能源消费达10.56万吨标准煤，电力主导地位进一步强化至68.95%，化石能源占比降至20.81%，清洁能源占比高达94.28%。碳排放方面，2028年园区碳排放达22.46万吨，电力消费为最大排放源（18.72万吨，占83.33%），化石能源次之（3.74万吨，占16.67%）。单位能耗碳排放始终处于高位，2028年达2.126吨二氧化碳/吨标准煤，与国家对零碳园区≤0.2或≤0.3的要求差距明显。

绿电直连项目的核心电量约束包括：项目整体自发自用电量占总可用发电量的比例需大于60%，占总用电量的比例应大于30%，上网电量占总可用发电量的比例上限一般不超过20%。在碳排放核算方面，除电力直供的非化石能源电力和绿证绿电交易获取的可再生能源电力外，其余电力碳排放因子按0.8325千克二氧化碳/千瓦时计算。这一取值直接影响了园区单位能耗碳排放的核算结果。外部压力方面，欧盟碳边境调节机制首个CBAM证书价格为75.36欧元/吨二氧化碳当量，2026年起正式实施。支持政策方面，节能降碳中央预算内投资对零碳园区相关项目的支持比例为核定总投资的20%。