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摘要：隨著我國零碳園區(qū)建設(shè)條件日趨成熟，疊加2025年零碳園區(qū)政策的落地，零碳園區(qū)有望進入快速發(fā)展期。然而，主流觀點依然從項目思維層面來理解零碳園區(qū)建設(shè)，沒有認識到零碳園區(qū)本質(zhì)上是碳中和目標約束下的分布式能源系統(tǒng)。只有從能源系統(tǒng)轉(zhuǎn)型維度來認識和理解零碳園區(qū)，才能充分認識到零碳園區(qū)是破解我國可再生能源發(fā)展系統(tǒng)瓶頸，進一步深化地方能源轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵抓手。只有準確把握零碳園區(qū)建設(shè)面臨的關(guān)鍵能源機制障礙，并圍繞電力與熱力公用事業(yè)收入模式與成本回收機制深化改革，才能以零碳園區(qū)機制改革和創(chuàng)新帶動地方產(chǎn)業(yè)與經(jīng)濟低碳轉(zhuǎn)型。
關(guān)鍵詞：零碳園區(qū)；分布式能源系統(tǒng)；關(guān)鍵機制；改革
中圖分類號：F424 文獻標識碼：A
DOI：10.13561/j.cnki.zggqgl.2025.09.009
“零碳園區(qū)”概念最早見于2021年10月中國政府發(fā)布的《中國本世紀中葉長期溫室氣體低排放發(fā)展戰(zhàn)略》。該文件提出“加快建設(shè)綠色零碳工業(yè)園區(qū)”，推動我國綠色低碳發(fā)展，應(yīng)對氣候變化。這是國家層面首次提出“零碳園區(qū)”概念。2023年11月6日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《國家碳達峰試點建設(shè)方案》（簡稱《方案》），再次提及“零碳園區(qū)”并進一步細化實踐路徑。《方案》明確提出，在全國范圍內(nèi)遴選100個具有典型代表性的城市和園區(qū)開展碳達峰試點建設(shè)，重點探索不同資源稟賦、不同發(fā)展基礎(chǔ)的區(qū)域（城市/園區(qū)）碳達峰差異化路徑，為“零碳園區(qū)”從概念走向落地提供了具體試點載體。
2024年12月召開的中央經(jīng)濟工作會議將“零碳園區(qū)”建設(shè)推向戰(zhàn)略實施新階段，會議明確提出“建立一批零碳園區(qū)”，并將其列為2025年國民經(jīng)濟和社會發(fā)展的重點任務(wù)，凸顯零碳園區(qū)在國家“雙碳”目標推進中的關(guān)鍵地位。2025年6月30日，國家發(fā)展改革委、工業(yè)和信息化部、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于開展零碳園區(qū)建設(shè)的通知》——這是我國首份針對零碳園區(qū)的專項政策文件，從用能標準、排放標準、申報審批程序、重點建設(shè)任務(wù)等維度作出系統(tǒng)性規(guī)定，為零碳園區(qū)建設(shè)提供了統(tǒng)一的政策遵循與操作指南。在此背景下，山東、四川、江蘇等省份迅速響應(yīng)，相繼發(fā)布本省零碳園區(qū)試點建設(shè)方案，各地“零碳園區(qū)示范項目”亦成為行業(yè)研究與媒體關(guān)注的熱點議題。
“零碳園區(qū)”從概念提出到2025年成為低碳發(fā)展領(lǐng)域的核心熱點，固然得益于國家政策從概念界定到實施細則的逐步強化與細化，但更關(guān)鍵的驅(qū)動因素在于我國零碳園區(qū)建設(shè)的基礎(chǔ)條件已日趨成熟。需注意的是，明確零碳園區(qū)的標準體系與申報程序，是完善零碳園區(qū)建設(shè)基礎(chǔ)制度的重要內(nèi)容，但更深層次的價值在于：零碳園區(qū)本質(zhì)上是分布式能源系統(tǒng)的重要實踐形態(tài)，其建設(shè)對加快地方能源轉(zhuǎn)型與產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型具有不可替代的戰(zhàn)略意義。若地方政府能聚焦零碳園區(qū)發(fā)展中的機制性障礙，深化相關(guān)機制改革，將對破解本地能源轉(zhuǎn)型與減碳工作中的關(guān)鍵難題產(chǎn)生“四兩撥千斤”的撬動效應(yīng)，進而為“十五五”時期能源結(jié)構(gòu)優(yōu)化、低碳技術(shù)創(chuàng)新及低碳產(chǎn)業(yè)培育，創(chuàng)造更為完善的制度環(huán)境與廣闊的市場空間。
一、我國零碳園區(qū)建設(shè)條件日趨成熟
從能源轉(zhuǎn)型邏輯來看，零碳園區(qū)是在能源用戶端，依托各類工商業(yè)園區(qū)載體，以分布式“系統(tǒng)”為核心實現(xiàn)路徑，通過能源替代、節(jié)能減碳與能源綜合平衡等手段，最終滿足特定碳排放標準（如凈零碳排放）的功能性區(qū)域。由此可見，零碳園區(qū)的本質(zhì)，是具備不同規(guī)模、層級與功能定位的“分布式能源系統(tǒng)”[1]。近年來，我國零碳園區(qū)建設(shè)的基礎(chǔ)條件日趨成熟，主要體現(xiàn)在三個方面。
（一）零碳能源生產(chǎn)成本大幅下降，分布式供能的經(jīng)濟性持續(xù)提升
過去10年間，在技術(shù)創(chuàng)新突破、國家政策引導(dǎo)、產(chǎn)業(yè)鏈成熟完善及市場競爭加劇的多重因素驅(qū)動下，我國太陽能、風力等零碳能源的發(fā)電成本大幅下降。根據(jù)伍德麥肯茲（Wood Mackenzie）咨詢公司的數(shù)據(jù)，2014-2024年，我國太陽能光伏發(fā)電全國平均平準化度電成本（Levelized Cost of Electricity， LCOE）從0.90元/kWh下降至0.2元/kWh左右，降幅達78%；陸上風電全國平均平準化度電成本從0.55元/kWh下降至0.18元/kWh左右，降幅為67%。自2021年起，我國光伏發(fā)電與陸上風電的平準化度電成本已低于燃煤發(fā)電基準價，標志著零碳能源在發(fā)電成本層面已具備市場競爭力。
從未來趨勢看，我國光伏發(fā)電、風電的成本仍將保持下降態(tài)勢——一方面源于技術(shù)迭代（如高效光伏組件、大型風電機組應(yīng)用）與規(guī)模效應(yīng)的持續(xù)釋放，另一方面得益于供應(yīng)鏈效率的進一步提升。而燃煤發(fā)電成本受煤炭等燃料價格波動、碳排放權(quán)交易成本增加等因素制約，不僅難以下降，甚至可能呈現(xiàn)明顯上升趨勢。在此背景下，以風電、光伏發(fā)電為代表的零碳能源，其分布式發(fā)電模式的經(jīng)濟性將持續(xù)提升，為零碳園區(qū)構(gòu)建經(jīng)濟可行的自主供能系統(tǒng)提供了核心支撐。
（二）大電網(wǎng)整合波動性風光電的系統(tǒng)成本呈上升趨勢
在光伏和風力發(fā)電成本大幅度下降的背景下，大電網(wǎng)整合波動性風光電（Volatile Renewable Energy，VRE）的系統(tǒng)成本隨著波動性風光電并網(wǎng)規(guī)模快速增加而逐步上升。這一趨勢意味著，對于出力具有強波動性與高不確定性的風力發(fā)電、光伏發(fā)電等零碳電力而言，依賴大電網(wǎng)進行傳輸與消納的供電模式，其綜合經(jīng)濟性將隨系統(tǒng)成本的持續(xù)攀升而不斷削弱——零碳電力本體成本下降所帶來的競爭優(yōu)勢，可能被新增的系統(tǒng)整合成本部分抵消。
從成本構(gòu)成來看，大電網(wǎng)為整合波動性風力發(fā)電與光伏發(fā)電所產(chǎn)生的系統(tǒng)成本，通常可劃分為以下四類。第一類是匹配成本（Profile Costs），即因風力發(fā)電、光伏發(fā)電的出力時間特性與電力系統(tǒng)負荷需求時間特性不匹配，導(dǎo)致電力系統(tǒng)額外增加的成本，具體包括為保障供電穩(wěn)定性而配置的備用電源成本、儲能系統(tǒng)建設(shè)與運營成本、常規(guī)機組更頻繁啟停及更陡峭升降斜率帶來的能耗與維護成本等。該成本是波動性風光電系統(tǒng)成本的核心構(gòu)成部分，在總系統(tǒng)成本中占比最高。第二類是平衡成本（Balancing Costs），即因風光電發(fā)電存在不確定性（含出力預(yù)測偏差），為實現(xiàn)電力系統(tǒng)實時功率平衡而額外產(chǎn)生的成本，如實時調(diào)度調(diào)整、備用容量動態(tài)調(diào)配等相關(guān)支出。從成本占比來看，此類成本在系統(tǒng)總成本中所占比重最小。第三類是輸配電成本（T&D Costs），即因風力發(fā)電、光伏發(fā)電的分布式特性（需對電網(wǎng)進行雙向潮流改造以適應(yīng)電能就地生產(chǎn)與消納）與地理位置限制（發(fā)電場遠離負荷中心導(dǎo)致線損增加），而額外增加的輸電與配電系統(tǒng)建設(shè)、改造及運維成本。該部分成本在系統(tǒng)總成本中的占比僅次于匹配成本，居于第二位。第四類是連接成本（Connection Costs），即需將風力發(fā)電場、光伏發(fā)電廠與最近的輸配電網(wǎng)連接點進行物理銜接所產(chǎn)生的成本，具體包括新建輸電線路、改造現(xiàn)有接入點設(shè)備等相關(guān)支出。
如圖1所示，除10%波動性可再生能源（VRE）滲透率情景外，在其他不同VRE滲透率水平及不同靈活性資源配置情景下，匹配成本均為系統(tǒng)成本的最大來源，進一步印證了匹配成本在大電網(wǎng)整合波動性風光電系統(tǒng)成本中的核心地位。
該研究發(fā)現(xiàn)，電網(wǎng)整合VRE的系統(tǒng)成本與VRE的滲透率呈現(xiàn)明顯正向關(guān)系。具體來看，當波動性可再生能源在電力系統(tǒng)滲透率為10%時，其所研究的案例系統(tǒng)成本為7美元/MWh（相當于人民幣每4.76分/kWh）；當滲透率提高到30%，系統(tǒng)成本相當于10%滲透率時的2.5倍；滲透率達到50%時系統(tǒng)成本相當于10%滲透率時的4.3倍。當然上述系統(tǒng)成本的具體數(shù)值及變化取決于所研究的電力系統(tǒng)的“靈活性”程度?，F(xiàn)有電力系統(tǒng)越靈活，則波動性可再生能源滲透率提升所增加的系統(tǒng)成本就越少。如圖1所示，同樣是50%滲透率條件下，既無互聯(lián)線路（intc），也無水電（hydro），即靈活性資源更少的情形與僅沒有互聯(lián)線路的情形相比，匹配成本大幅上升[2]。
（三）零碳園區(qū)作為一個分布式能源系統(tǒng)具有“能源綜合平衡”的獨特優(yōu)勢
零碳園區(qū)作為典型的分布式能源系統(tǒng)，其多種能源的綜合平衡能力，相比于單純的分布式電力系統(tǒng)平衡，具有顯著的成本優(yōu)勢和更強的運行靈活性。這一優(yōu)勢的核心在于多能耦合和能源形態(tài)轉(zhuǎn)換的能力。
一是減少對高成本電儲存的依賴。電能儲存（如鋰離子電池儲能）雖然響應(yīng)速度快，但成本高，且存在一定的壽命限制。分布式能源系統(tǒng)通過將多余的電力轉(zhuǎn)換為其他形態(tài)的能量儲存（如熱能、冷能），可以大幅減少對純電儲存的依賴，降低儲能成本。常規(guī)場景下儲熱成本僅為儲電的1/5—1/10，儲熱替代儲電減少初始投資成本60%以上，顯著提升經(jīng)濟性。
二是多能源形態(tài)轉(zhuǎn)換有效提升系統(tǒng)靈活性與冗余度。零碳園區(qū)的分布式能源系統(tǒng)可依托熱電聯(lián)產(chǎn)（Combined Heat and Power，CHP）機組、電鍋爐、熱泵、電制冷機、燃氣輪機等設(shè)備，實現(xiàn)電、熱、冷、氣等多種能源形態(tài)的相互轉(zhuǎn)換，從而提供多樣化平衡路徑。當單一能源（如電力）出現(xiàn)供需失衡時，可通過能源形態(tài)轉(zhuǎn)換到另一種能源形式來解決。這不僅使削峰填谷手段更加多樣，而且通過多源互補可增強系統(tǒng)韌性，并提高綜合能源利用效率。多能協(xié)同可使系統(tǒng)運行成本降低20%—30%；樓宇儲熱通過熱慣性提供“等效虛擬儲能”，降低電網(wǎng)實時平衡壓力與成本。
三是優(yōu)化能源流以減少棄風棄光現(xiàn)象。通過多能耦合和存儲，可以將VRE發(fā)電高峰時段過剩的電力轉(zhuǎn)換為其他形式的能量（如熱、冷、氫），從而有效降低棄風棄光現(xiàn)象，提高可再生能源的利用率。
總之，在分布式可再生能源發(fā)電和供熱成本大幅下降，且大電網(wǎng)整合波動性可再生能源發(fā)電成本日趨增加的背景下，零碳園區(qū)作為分布式綜合能源系統(tǒng)的重要實踐形態(tài)，其核心優(yōu)勢在于打破電能單維平衡的局限，通過熱-電-冷多能轉(zhuǎn)換與低成本的儲熱技術(shù)，將平衡成本從高價的“電力域”轉(zhuǎn)移至低價的“熱力域”，實現(xiàn)了更高效率和更低成本的平衡，為園區(qū)零碳轉(zhuǎn)型提供了可行路徑。
二、零碳園區(qū)對持續(xù)推進我國能源轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵作用
工業(yè)園區(qū)作為我國產(chǎn)業(yè)集聚與技術(shù)創(chuàng)新的核心載體，同時也是能源消費和碳排放主體。通過零碳園區(qū)建設(shè)推動工業(yè)園區(qū)低碳轉(zhuǎn)型，是實現(xiàn)碳達峰碳中和目標的關(guān)鍵戰(zhàn)略舉措。需要注意的是，要避免僅從“項目思維”來理解和推進零碳園區(qū)建設(shè)，而應(yīng)從“能源系統(tǒng)轉(zhuǎn)型”的邏輯來認識零碳園區(qū)建設(shè)在我國進一步深化能源轉(zhuǎn)型和實現(xiàn)碳達峰碳中和目標進程中的重要地位。
（一）我國可再生能源發(fā)展面臨的系統(tǒng)瓶頸日益突出
當前，受氣候變化驅(qū)動的能源轉(zhuǎn)型的核心，在于將以化石能源為主的高碳能源系統(tǒng)，逐步轉(zhuǎn)變?yōu)橐钥稍偕茉礊橹鞯牧闾寄茉聪到y(tǒng)。在這一進程中，推動可再生能源大規(guī)模發(fā)展并替代化石能源，是實現(xiàn)轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵路徑。過去10年間，我國能源轉(zhuǎn)型成效顯著，尤其體現(xiàn)在相關(guān)規(guī)模指標的快速增長上：2014—2024年，風電發(fā)電量從1500億千瓦時激增至9916億千瓦時，增長了5.6倍；光伏發(fā)電量從250億千瓦時躍升至8341億千瓦時，增幅高達32.4倍。2024年，風力發(fā)電與光伏發(fā)電裝機總量合計達14.1億千瓦，提前6年超額完成2030年實現(xiàn)12億千瓦的裝機目標。此外，新能源汽車（涵蓋純電動汽車和插電混動汽車）銷量也從2014年的7.48萬輛，迅猛增長至2024年的1286.6萬輛，10年間增長了171倍。
從全球能源轉(zhuǎn)型規(guī)律來看，幾乎所有國家在轉(zhuǎn)型第一階段（簡稱“能源轉(zhuǎn)型1.0”）均以可再生能源規(guī)?；l(fā)展為核心起點，此階段的政策重心主要圍繞可再生能源的規(guī)模擴張。以可再生能源規(guī)模擴張為重點的新能源轉(zhuǎn)型政策是我國能源轉(zhuǎn)型取得顯著成效的重要原因。特別是，我國自2020年9月正式提出“雙碳”目標后實施的兩項以可再生能源規(guī)模擴張為目標的重要政策：2021年6月國家能源局推動分布式光伏“整縣推進”政策和2022年大力推進西部沙戈荒風電光伏基地政策，導(dǎo)致光伏發(fā)電與風力發(fā)電裝機連續(xù)保持80%以上的高速增長，推動我國新能源（特指風電、光伏）裝機規(guī)模自2021年起進入爆發(fā)式增長階段。2014-2020年，我國風電與光伏累計裝機容量從1.43億千瓦增加到5.34億千瓦，年均增加6517萬千瓦。2021-2024年，風電與光伏累計裝機容量從6.34億千瓦增加到14.1億千瓦，年均增加2.59億千瓦。
然而，新能源裝機規(guī)?？焖僭鲩L，波動性風光電并網(wǎng)規(guī)模短期內(nèi)也迅速增長，迅速“消耗”了現(xiàn)有電力系統(tǒng)“冗余調(diào)節(jié)能力”。從2024年年初開始，全國多個省市電網(wǎng)對分布式光伏并網(wǎng)“亮紅燈”，西部風光電大基地建成項目限電與輸電容量不足等問題開始凸顯。這表明，“系統(tǒng)瓶頸”已經(jīng)成為當前與今后我國能源轉(zhuǎn)型的主要矛盾，能源轉(zhuǎn)型政策應(yīng)適應(yīng)這一矛盾轉(zhuǎn)變，將重點轉(zhuǎn)向推動“系統(tǒng)轉(zhuǎn)型”，提升現(xiàn)有電力系統(tǒng)的靈活性。否則，在現(xiàn)有電力系統(tǒng)的“靈活性”或“調(diào)節(jié)能力”沒有明顯提升的情況下，政策繼續(xù)以新能源“規(guī)模擴張”為重點反而加劇能源轉(zhuǎn)型中的結(jié)構(gòu)性矛盾，增加能源轉(zhuǎn)型的成本。
（二）我國能源轉(zhuǎn)型應(yīng)盡快進入以“系統(tǒng)轉(zhuǎn)型”為重點的2.0新階段
能源轉(zhuǎn)型1.0階段的突出特點是依托既有能源（電力）系統(tǒng)來發(fā)展可再生能源。因此，能源轉(zhuǎn)型1.0階段的可再生能源的發(fā)展規(guī)模，特別是波動性風光電的規(guī)模，取決于現(xiàn)有的能源（電力）系統(tǒng)“冗余調(diào)節(jié)能力”。從此意義上看，我國能源轉(zhuǎn)型1.0階段風光電裝機多年快速增長，除了相關(guān)鼓勵政策外，更重要的前提是電力系統(tǒng)供需平衡調(diào)節(jié)能力的冗余程度。隨著現(xiàn)有電力系統(tǒng)冗余調(diào)節(jié)能力收縮，能源轉(zhuǎn)型就必須盡快進入到2.0階段。
能源轉(zhuǎn)型2.0階段的基本特征是以“系統(tǒng)轉(zhuǎn)型”為重點，帶動可再生能源規(guī)?；l(fā)展。能源系統(tǒng)轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵是提升系統(tǒng)靈活性，應(yīng)從兩個方向同步推進。
一方面，通過機制創(chuàng)新和技術(shù)改造，提升現(xiàn)有集中式電力系統(tǒng)的靈活性，在現(xiàn)有網(wǎng)絡(luò)架構(gòu)不變的情況下進一步提升其整合大規(guī)模風力發(fā)電和光伏發(fā)電的能力。比如，通過完善輔助服務(wù)市場機制識別煤電機組靈活性改造的潛力，并充分實現(xiàn)煤電機組靈活性改造的價值，通過優(yōu)化區(qū)域電網(wǎng)聯(lián)絡(luò)線，優(yōu)化電網(wǎng)調(diào)度規(guī)則等深度挖掘現(xiàn)有電力系統(tǒng)的低成本調(diào)節(jié)潛力。
另一方面，面對用戶側(cè)分布式光伏、分布式儲能、電動汽車、熱泵等分布式能源資源（DERs）數(shù)量和規(guī)模日益增加的趨勢，通過市場機制創(chuàng)新和技術(shù)改造，增強配電網(wǎng)整合分布式能源的能力，將這些給傳統(tǒng)集中式電力系統(tǒng)平衡帶來巨大壓力和挑戰(zhàn)的分布式能源資源（DERs），轉(zhuǎn)變?yōu)榕潆娋W(wǎng)和各類分布式能源系統(tǒng)可以利用的靈活性資源。也就是說，既要充分挖掘和實現(xiàn)現(xiàn)有電力系統(tǒng)的靈活性資源（主要是大規(guī)模靈活性資源）的價值，也要充分挖掘和實現(xiàn)新出現(xiàn)的大量分散、小規(guī)模的靈活性資源的價值。從我國的實踐看，只有同步加強這兩個方面的“系統(tǒng)轉(zhuǎn)型”及其市場機制改革與創(chuàng)新，才能以更為“經(jīng)濟”的方式提升電力系統(tǒng)的靈活性，從而為可再生能源規(guī)?；l(fā)展提供更為廣闊的“消納空間”。
（三）零碳園區(qū)是深入推進“十五五”地方能源轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵抓手
若從能源轉(zhuǎn)型的底層邏輯分析，在2.0階段之后還將延伸出3.0階段。2.0階段的核心任務(wù)是通過機制創(chuàng)新和技術(shù)改造，提升電力系統(tǒng)的大規(guī)模集中式靈活性（比如煤電靈活性，抽水蓄能）和分布式靈活性，以較為經(jīng)濟的方式整合更多的風光電和分布式可再生能源資源（DERs）。而能源轉(zhuǎn)型3.0階段則是將靈活性重點轉(zhuǎn)向用戶側(cè)分布式非電能源資源，通過大力發(fā)展各類分布式能源系統(tǒng)來“更經(jīng)濟”地提升配電網(wǎng)整合波動性分光電和分布式靈活性資源的能力。
就電力系統(tǒng)來說，這一階段的關(guān)鍵是：以輸電網(wǎng)為中心的傳統(tǒng)集中式電力系統(tǒng)要逐步轉(zhuǎn)向以配電網(wǎng)為中心的未來電力系統(tǒng)，而配電網(wǎng)要以用戶為中心。這里的用戶包括基于各類分布式能源、產(chǎn)消者、用能主體而構(gòu)建的不同規(guī)模和層級的分布式電力系統(tǒng)（比如微電網(wǎng)）和分布式能源系統(tǒng)。建立在智慧能源管理系統(tǒng)之上的大量家庭、建筑、社區(qū)、園區(qū)則成為各類分布式能源系統(tǒng)的基本單元。
總之，“系統(tǒng)轉(zhuǎn)型”是能源轉(zhuǎn)型2.0和3.0階段共同的核心內(nèi)涵。區(qū)別在于，2.0階段的系統(tǒng)轉(zhuǎn)型重點是電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型，3.0階段則是以非電能源的平衡來降低電力平衡成本，實現(xiàn)電與非電“系統(tǒng)”統(tǒng)籌協(xié)調(diào)轉(zhuǎn)型。從我國能源轉(zhuǎn)型實踐看，由于電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型滯后于波動性風光電規(guī)模的快速增長，加上風光發(fā)電成本快速下降，電與非電能源轉(zhuǎn)換和平衡成本快速下降等綜合因素導(dǎo)致分布式能源系統(tǒng)的技術(shù)可行性和經(jīng)濟性優(yōu)勢日益凸顯，因而零碳園區(qū)作為連接能源轉(zhuǎn)型2.0和3.0的一個特殊載體，將成為深入推進地方能源轉(zhuǎn)型的關(guān)鍵抓手。
三、零碳園區(qū)良性發(fā)展面臨的關(guān)鍵機制障礙
產(chǎn)業(yè)體制機制的本質(zhì)是協(xié)調(diào)不同參與主體的利益，使不同主體利益達成“均衡”狀態(tài)，推動產(chǎn)業(yè)良性發(fā)展。零碳園區(qū)作為一個分布式能源系統(tǒng)，其快速發(fā)展必然廣泛沖擊現(xiàn)有的集中式大能源系統(tǒng)，并最終重構(gòu)整個能源系統(tǒng)。然而，零碳園區(qū)發(fā)展能否最終推動現(xiàn)有能源系統(tǒng)的重構(gòu)，取決于我們能否充分認識零碳園區(qū)發(fā)展的相關(guān)能源機制障礙，并有效破除這一障礙。
（一）零碳園區(qū)將重構(gòu)集中式能源系統(tǒng)提供者與現(xiàn)有用戶的關(guān)系
零碳園區(qū)強調(diào)以“整體形式實現(xiàn)”內(nèi)部零碳目標和能源“自給自足”。以世界第一個零碳園區(qū)“德國歐瑞府能源科技園”為例，該園區(qū)是德國能源署指導(dǎo)、規(guī)劃設(shè)計的一個“碳中和園區(qū)”，位于柏林市區(qū)西南部，占地5.5公頃，建筑面積16萬平方米，可容納兩百多家企業(yè)和機構(gòu)。歐瑞府通過集成園區(qū)電力、熱力、制冷和交通等多種能源與儲能技術(shù)協(xié)同；在園區(qū)大量開發(fā)分布式可再生能源（如風電、光伏、地熱、沼氣熱電聯(lián)產(chǎn)）和提高綜合能效，減少對外部電網(wǎng)的依賴；以及通過微型智能電網(wǎng)和先進的能源管理系統(tǒng)實時監(jiān)測、分析和優(yōu)化園區(qū)內(nèi)部的能源流等措施，實現(xiàn)供需平衡和效率最大化。該園區(qū)2014年提前實現(xiàn)了德國聯(lián)邦政府彼時制定的2050年二氧化碳減排80%目標，同時實現(xiàn)了園區(qū)零碳熱力需求100%自給，相當一部分零碳電力需求也能自給，但不能完全脫離公共電網(wǎng)。
因此，零碳園區(qū)相當于一把在用戶側(cè)橫向插入縱向大能源系統(tǒng)的“楔子”（見圖2），這將從根本上重構(gòu)集中式大能源系統(tǒng)提供者與現(xiàn)有用戶的關(guān)系[3]。
以電力行業(yè)為例，傳統(tǒng)集中式大電力系統(tǒng)中，發(fā)電商生產(chǎn)的電力通過輸配電網(wǎng)單向流向用戶，電力系統(tǒng)服務(wù)提供者（包括電力生產(chǎn)企業(yè)、輸配企業(yè)與售電企業(yè)）與電力用戶之間的角色涇渭分明。電力用戶按價支付費用實現(xiàn)電力消費，電力系統(tǒng)提供者提供相關(guān)服務(wù)獲得收入彌補成本，并獲得合理利潤。
然而，零碳園區(qū)作為分布式能源系統(tǒng)一旦建成運行，就意味著“集中式電力系統(tǒng)”原來的一部分電力用戶變成園區(qū)內(nèi)部的“成員”。在此情況下，集中式電力系統(tǒng)與零碳園區(qū)之間的關(guān)系和角色變得復(fù)雜可能導(dǎo)致多元：一方面，零碳園區(qū)與集中式電力系統(tǒng)是“系統(tǒng)”與“系統(tǒng)”的關(guān)系，只是規(guī)模不同；另一方面，零碳園區(qū)承擔多重角色，與“大電力系統(tǒng)”之間的關(guān)系也不再是固定不變的。當零碳園區(qū)無法實現(xiàn)100%電力自給而仍然保持與大電力系統(tǒng)連接時，零碳園區(qū)就是大電力系統(tǒng)的“用戶”（電量購買者與備用服務(wù)需求者）；當零碳園區(qū)在某一時期有富余電力需要饋入大電力系統(tǒng)時則是“電力生產(chǎn)者”；當零碳園區(qū)內(nèi)的分布式能源（DERs）利用既有市場機制為大電力系統(tǒng)提供容量服務(wù)與調(diào)頻和備用等輔助服務(wù)時，則成為“系統(tǒng)服務(wù)提供者”。
（二）能源公用事業(yè)現(xiàn)有的收入模式與成本回收機制是零碳園區(qū)發(fā)展的關(guān)鍵機制障礙
目前，各國能源公用事業(yè)的收入來源與成本回收大多通過與消費數(shù)量無關(guān)的“能源固定費用”+隨著消費數(shù)量變化的“能源變動費用”兩部制終端能源價格來實現(xiàn)。其中，“固定費用”部分僅覆蓋能源公用事業(yè)固定成本的30%-40%，隨著消費數(shù)量而變化的“能源變動費用”不僅補償變動成本，而且要補償剩余60%-70%的固定成本。也就是說，能源公用事業(yè)絕大部分固定成本回收要依靠能源銷售量來實現(xiàn)[4]。
零碳園區(qū)與大能源系統(tǒng)之間關(guān)系的變化與多重角色的轉(zhuǎn)換，直接對現(xiàn)有能源公用事業(yè)（即電網(wǎng)企業(yè)與熱力管網(wǎng)企業(yè)）的受監(jiān)管收入與成本回收帶來不利影響。原來的能源公用事業(yè)收入模式與成本回收機制無法平衡“大能源系統(tǒng)”與“零碳園區(qū)”之間的根本利益沖突，從而成為零碳園區(qū)發(fā)展的關(guān)鍵機制障礙。
比如，如果一個零碳園區(qū)60%的電力需求成功實現(xiàn)了在園區(qū)內(nèi)部“自給自足”，那就意味著原來為零碳園區(qū)內(nèi)部成員提供服務(wù)的電力公用事業(yè)的銷售將下降60%。同時，電力公用事業(yè)還需要為“零碳園區(qū)”提供過去所沒有的“備用服務(wù)”。這意味著，如果電力公用事業(yè)現(xiàn)有的定價結(jié)構(gòu)和收入來源不變，其減少的60%銷售電量所承載的電網(wǎng)固定成本和變動成本無法回收。然而，若把電力公用事業(yè)減少的銷售量所包含的固定成本和變動成本全部轉(zhuǎn)嫁到剩余40%的銷售電量上，或者以大幅提高固定收費的方式來回收這兩大成本，可能導(dǎo)致兩種結(jié)果：一是加速這些零碳園區(qū)的脫網(wǎng)，導(dǎo)致電力公用事業(yè)陷于（用戶脫網(wǎng)與收費提高的）“死亡螺旋”；二是零碳園區(qū)無法真正落地，其成員仍然回歸到電力公用事業(yè)。無論哪種結(jié)果都會阻礙我國能源轉(zhuǎn)型良性推進。
零碳園區(qū)的熱力需求更容易實現(xiàn)“自給自足”。比如德國歐瑞府目前的電力仍需要與公共電網(wǎng)連接和交換電量，但熱力已經(jīng)在園區(qū)內(nèi)實現(xiàn)了100%零碳熱力自給[5]。由此可見，零碳園區(qū)對傳統(tǒng)熱力公用事業(yè)的收入沖擊更為嚴重。因此，熱力公用事業(yè)阻礙零碳園區(qū)發(fā)展的“動力”比電力公用事業(yè)更強。
總之，面對零碳園區(qū)對集中式大能源系統(tǒng)與其用戶供需關(guān)系根本性變化所導(dǎo)致的能源公用事業(yè)的銷售量下降，相應(yīng)成本回收失去依托載體的現(xiàn)實，能源公用事業(yè)現(xiàn)有的收入來源與成本補償機制必然成為零碳園區(qū)可持續(xù)發(fā)展必須要解決的關(guān)鍵機制障礙。
四、深化零碳園區(qū)機制改革、推動零碳園區(qū)建設(shè)的建議
在破除零碳園區(qū)機制障礙，深化零碳園區(qū)機制改革方面，地方政府是當仁不讓的責任主體。這不僅因為零碳園區(qū)具有地方特色，而且因為相關(guān)的機制改革權(quán)大多歸屬地方政府。更重要的是，零碳園區(qū)給地方提供了一次機遇：通過構(gòu)建本地分布式能源系統(tǒng)，以零碳能源系統(tǒng)轉(zhuǎn)型推動工業(yè)園區(qū)低碳轉(zhuǎn)型，形成低碳能源、產(chǎn)業(yè)與經(jīng)濟的聚合優(yōu)勢。因此，筆者建議從如下三個方面深化零碳園區(qū)機制改革、推動零碳園區(qū)建設(shè)。
（一）徹底轉(zhuǎn)變觀念，避免僅用傳統(tǒng)的“項目思維”理解零碳園區(qū)建設(shè)
確定零碳園區(qū)的能耗與碳排放標準、申報程序、重點任務(wù)等僅僅是零碳園區(qū)制度建設(shè)必要的基礎(chǔ)工作。然而，相比從末端減少和控制碳排放，從源頭推進能源轉(zhuǎn)型，以及改善工業(yè)生產(chǎn)工藝過程是實現(xiàn)碳減排，最終實現(xiàn)碳中和更重要和更關(guān)鍵的路徑。因此，推動零碳園區(qū)的長期可持續(xù)發(fā)展應(yīng)從“能源系統(tǒng)轉(zhuǎn)型思維”，而不是“項目思維”來理解和推進零碳園區(qū)建設(shè)。具體地說，就是把零碳園區(qū)建設(shè)作為碳中和目標約束下分布式能源系統(tǒng)的技術(shù)架構(gòu)與機制構(gòu)建過程，進而準確把握零碳園區(qū)的關(guān)鍵問題在于改革和創(chuàng)新平衡現(xiàn)有的“縱向大能源系統(tǒng)”與零碳園區(qū)作為（橫向）分布式能源系統(tǒng)之間利益矛盾的機制。
更重要的是，能源系統(tǒng)轉(zhuǎn)型是深刻理解零碳園區(qū)建設(shè)對地方產(chǎn)業(yè)與經(jīng)濟轉(zhuǎn)型關(guān)鍵意義的核心視角。零碳園區(qū)發(fā)展的技術(shù)和經(jīng)濟條件日趨成熟，本質(zhì)上正在推動傳統(tǒng)集中大能源系統(tǒng)的變革，這為地方政府提供了搭建本地零碳能源系統(tǒng)的契機，進而為傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)低碳轉(zhuǎn)型和新興低碳技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展提供更為廣闊的市場空間。因為本地零碳能源系統(tǒng)“消納”的零碳能源越多，新興低碳技術(shù)和產(chǎn)業(yè)的發(fā)展空間就越大，傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)低碳轉(zhuǎn)型就越順利。
要將這一契機轉(zhuǎn)變?yōu)榈胤降吞籍a(chǎn)業(yè)和低碳經(jīng)濟發(fā)展優(yōu)勢，地方政府需遵循能源轉(zhuǎn)型邏輯，整合本地各類資源形成聚合效應(yīng)，破除相關(guān)機制障礙，助力零碳園區(qū)和各種分布式能源系統(tǒng)發(fā)展。
（二）將能源系統(tǒng)轉(zhuǎn)型邏輯融入電力體制改革，創(chuàng)新電力價格和費用機制
從成本和效率最優(yōu)的角度看，零碳園區(qū)完全脫離集中式電力系統(tǒng)是不現(xiàn)實的，未來也是不必要的。如果目前尋找100%脫網(wǎng)的零碳園區(qū)建設(shè)樣本，全國符合條件的數(shù)量極少，但若能與集中式電力系統(tǒng)保持50%的電量交換，同時該系統(tǒng)還能為“小系統(tǒng)”提供備用服務(wù)，則相當比例的工業(yè)園區(qū)可能會被改造為零碳園區(qū)。因此，破除零碳園區(qū)建設(shè)的關(guān)鍵電力機制障礙尤為重要。
深化零碳園區(qū)電力機制改革的思路有三點：一是面對電力公用事業(yè)銷售電量明顯下降的客觀現(xiàn)實，改革須適度增加電價結(jié)構(gòu)中固定電費的比重，減少其對銷售電量收入的依賴；二是根據(jù)零碳園區(qū)建成后園區(qū)內(nèi)的電力用戶與電力公用事業(yè)的新關(guān)系，調(diào)整大電力系統(tǒng)備用服務(wù)標準，合理確定園區(qū)內(nèi)電力用戶的系統(tǒng)平衡責任并據(jù)此確定合理的系統(tǒng)服務(wù)費率；三是創(chuàng)新相關(guān)市場價格機制，充分挖掘零碳園區(qū)內(nèi)的分布式能源和分布式靈活資源為電力系統(tǒng)提供“系統(tǒng)服務(wù)”的價值，減輕大電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)壓力及運行成本。
（三）基于電力系統(tǒng)轉(zhuǎn)型邏輯加快供熱體制機制改革
根據(jù)德國歐瑞府的經(jīng)驗[6]，零碳園區(qū)內(nèi)實現(xiàn)零碳熱力供應(yīng)安全自給的技術(shù)與經(jīng)濟可行性遠高于電力系統(tǒng)，這對傳統(tǒng)的熱力公用事業(yè)商業(yè)模式具有顛覆性影響。因此，熱力公用事業(yè)的體制機制改革需雙軌推進。一方面要借鑒電力改革的思路（即增加固定收費，減少對電量收入的依賴，調(diào)整備用服務(wù)收費等）；另一方面創(chuàng)新針對100%脫網(wǎng)用戶的機制，包括建立高碳熱力系統(tǒng)的退出機制，推動熱力公用事業(yè)向零碳熱力服務(wù)商轉(zhuǎn)型等措施，推動零碳園區(qū)熱力系統(tǒng)向零碳分布式系統(tǒng)轉(zhuǎn)型，最終為零碳園區(qū)良性發(fā)展助力。
總之，零碳園區(qū)機制改革和創(chuàng)新思路雖然簡潔清晰，但需在能源“大系統(tǒng)”與“小系統(tǒng)”的利益沖突中尋求良好平衡，高度考驗作為改革主體的地方政府的智慧：既要深刻理解和把握能源轉(zhuǎn)型的底層邏輯，還要基于能源轉(zhuǎn)型邏輯對“大”“小”系統(tǒng)的損失和收入做出價值判斷，更要通過破除機制障礙和機制創(chuàng)新發(fā)現(xiàn)與實現(xiàn)“小系統(tǒng)”的價值。此類機制改革與創(chuàng)新，利益平衡與權(quán)衡，都是地方政府大有可為之處。
