摘要：随着我国零碳园区建设条件日趋成熟，叠加2025年零碳园区政策的落地，零碳园区有望进入快速发展期。然而，主流观点依然从项目思维层面来理解零碳园区建设，没有认识到零碳园区本质上是碳中和目标约束下的分布式能源系统。只有从能源系统转型维度来认识和理解零碳园区，才能充分认识到零碳园区是破解我国可再生能源发展系统瓶颈，进一步深化地方能源转型的关键抓手。只有准确把握零碳园区建设面临的关键能源机制障碍，并围绕电力与热力公用事业收入模式与成本回收机制深化改革，才能以零碳园区机制改革和创新带动地方产业与经济低碳转型。
关键词：零碳园区；分布式能源系统；关键机制；改革
中图分类号：F424 文献标识码：A
DOI：10.13561/j.cnki.zggqgl.2025.09.009
“零碳园区”概念最早见于2021年10月中国政府发布的《中国本世纪中叶长期温室气体低排放发展战略》。该文件提出“加快建设绿色零碳工业园区”，推动我国绿色低碳发展，应对气候变化。这是国家层面首次提出“零碳园区”概念。2023年11月6日，国家发展改革委印发《国家碳达峰试点建设方案》（简称《方案》），再次提及“零碳园区”并进一步细化实践路径。《方案》明确提出，在全国范围内遴选100个具有典型代表性的城市和园区开展碳达峰试点建设，重点探索不同资源禀赋、不同发展基础的区域（城市/园区）碳达峰差异化路径，为“零碳园区”从概念走向落地提供了具体试点载体。
2024年12月召开的中央经济工作会议将“零碳园区”建设推向战略实施新阶段，会议明确提出“建立一批零碳园区”，并将其列为2025年国民经济和社会发展的重点任务，凸显零碳园区在国家“双碳”目标推进中的关键地位。2025年6月30日，国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局联合发布《关于开展零碳园区建设的通知》——这是我国首份针对零碳园区的专项政策文件，从用能标准、排放标准、申报审批程序、重点建设任务等维度作出系统性规定，为零碳园区建设提供了统一的政策遵循与操作指南。在此背景下，山东、四川、江苏等省份迅速响应，相继发布本省零碳园区试点建设方案，各地“零碳园区示范项目”亦成为行业研究与媒体关注的热点议题。
“零碳园区”从概念提出到2025年成为低碳发展领域的核心热点，固然得益于国家政策从概念界定到实施细则的逐步强化与细化，但更关键的驱动因素在于我国零碳园区建设的基础条件已日趋成熟。需注意的是，明确零碳园区的标准体系与申报程序，是完善零碳园区建设基础制度的重要内容，但更深层次的价值在于：零碳园区本质上是分布式能源系统的重要实践形态，其建设对加快地方能源转型与产业转型具有不可替代的战略意义。若地方政府能聚焦零碳园区发展中的机制性障碍，深化相关机制改革，将对破解本地能源转型与减碳工作中的关键难题产生“四两拨千斤”的撬动效应，进而为“十五五”时期能源结构优化、低碳技术创新及低碳产业培育，创造更为完善的制度环境与广阔的市场空间。
一、我国零碳园区建设条件日趋成熟
从能源转型逻辑来看，零碳园区是在能源用户端，依托各类工商业园区载体，以分布式“系统”为核心实现路径，通过能源替代、节能减碳与能源综合平衡等手段，最终满足特定碳排放标准（如净零碳排放）的功能性区域。由此可见，零碳园区的本质，是具备不同规模、层级与功能定位的“分布式能源系统”[1]。近年来，我国零碳园区建设的基础条件日趋成熟，主要体现在三个方面。
（一）零碳能源生产成本大幅下降，分布式供能的经济性持续提升
过去10年间，在技术创新突破、国家政策引导、产业链成熟完善及市场竞争加剧的多重因素驱动下，我国太阳能、风力等零碳能源的发电成本大幅下降。根据伍德麦肯兹（Wood Mackenzie）咨询公司的数据，2014-2024年，我国太阳能光伏发电全国平均平准化度电成本（Levelized Cost of Electricity， LCOE）从0.90元/kWh下降至0.2元/kWh左右，降幅达78%；陆上风电全国平均平准化度电成本从0.55元/kWh下降至0.18元/kWh左右，降幅为67%。自2021年起，我国光伏发电与陆上风电的平准化度电成本已低于燃煤发电基准价，标志着零碳能源在发电成本层面已具备市场竞争力。
从未来趋势看，我国光伏发电、风电的成本仍将保持下降态势——一方面源于技术迭代（如高效光伏组件、大型风电机组应用）与规模效应的持续释放，另一方面得益于供应链效率的进一步提升。而燃煤发电成本受煤炭等燃料价格波动、碳排放权交易成本增加等因素制约，不仅难以下降，甚至可能呈现明显上升趋势。在此背景下，以风电、光伏发电为代表的零碳能源，其分布式发电模式的经济性将持续提升，为零碳园区构建经济可行的自主供能系统提供了核心支撑。
（二）大电网整合波动性风光电的系统成本呈上升趋势
在光伏和风力发电成本大幅度下降的背景下，大电网整合波动性风光电（Volatile Renewable Energy，VRE）的系统成本随着波动性风光电并网规模快速增加而逐步上升。这一趋势意味着，对于出力具有强波动性与高不确定性的风力发电、光伏发电等零碳电力而言，依赖大电网进行传输与消纳的供电模式，其综合经济性将随系统成本的持续攀升而不断削弱——零碳电力本体成本下降所带来的竞争优势，可能被新增的系统整合成本部分抵消。
从成本构成来看，大电网为整合波动性风力发电与光伏发电所产生的系统成本，通常可划分为以下四类。第一类是匹配成本（Profile Costs），即因风力发电、光伏发电的出力时间特性与电力系统负荷需求时间特性不匹配，导致电力系统额外增加的成本，具体包括为保障供电稳定性而配置的备用电源成本、储能系统建设与运营成本、常规机组更频繁启停及更陡峭升降斜率带来的能耗与维护成本等。该成本是波动性风光电系统成本的核心构成部分，在总系统成本中占比最高。第二类是平衡成本（Balancing Costs），即因风光电发电存在不确定性（含出力预测偏差），为实现电力系统实时功率平衡而额外产生的成本，如实时调度调整、备用容量动态调配等相关支出。从成本占比来看，此类成本在系统总成本中所占比重最小。第三类是输配电成本（T&D Costs），即因风力发电、光伏发电的分布式特性（需对电网进行双向潮流改造以适应电能就地生产与消纳）与地理位置限制（发电场远离负荷中心导致线损增加），而额外增加的输电与配电系统建设、改造及运维成本。该部分成本在系统总成本中的占比仅次于匹配成本，居于第二位。第四类是连接成本（Connection Costs），即需将风力发电场、光伏发电厂与最近的输配电网连接点进行物理衔接所产生的成本，具体包括新建输电线路、改造现有接入点设备等相关支出。
如图1所示，除10%波动性可再生能源（VRE）渗透率情景外，在其他不同VRE渗透率水平及不同灵活性资源配置情景下，匹配成本均为系统成本的最大来源，进一步印证了匹配成本在大电网整合波动性风光电系统成本中的核心地位。
该研究发现，电网整合VRE的系统成本与VRE的渗透率呈现明显正向关系。具体来看，当波动性可再生能源在电力系统渗透率为10%时，其所研究的案例系统成本为7美元/MWh（相当于人民币每4.76分/kWh）；当渗透率提高到30%，系统成本相当于10%渗透率时的2.5倍；渗透率达到50%时系统成本相当于10%渗透率时的4.3倍。当然上述系统成本的具体数值及变化取决于所研究的电力系统的“灵活性”程度。现有电力系统越灵活，则波动性可再生能源渗透率提升所增加的系统成本就越少。如图1所示，同样是50%渗透率条件下，既无互联线路（intc），也无水电（hydro），即灵活性资源更少的情形与仅没有互联线路的情形相比，匹配成本大幅上升[2]。
（三）零碳园区作为一个分布式能源系统具有“能源综合平衡”的独特优势
零碳园区作为典型的分布式能源系统，其多种能源的综合平衡能力，相比于单纯的分布式电力系统平衡，具有显著的成本优势和更强的运行灵活性。这一优势的核心在于多能耦合和能源形态转换的能力。
一是减少对高成本电储存的依赖。电能储存（如锂离子电池储能）虽然响应速度快，但成本高，且存在一定的寿命限制。分布式能源系统通过将多余的电力转换为其他形态的能量储存（如热能、冷能），可以大幅减少对纯电储存的依赖，降低储能成本。常规场景下储热成本仅为储电的1/5—1/10，储热替代储电减少初始投资成本60%以上，显著提升经济性。
二是多能源形态转换有效提升系统灵活性与冗余度。零碳园区的分布式能源系统可依托热电联产（Combined Heat and Power，CHP）机组、电锅炉、热泵、电制冷机、燃气轮机等设备，实现电、热、冷、气等多种能源形态的相互转换，从而提供多样化平衡路径。当单一能源（如电力）出现供需失衡时，可通过能源形态转换到另一种能源形式来解决。这不仅使削峰填谷手段更加多样，而且通过多源互补可增强系统韧性，并提高综合能源利用效率。多能协同可使系统运行成本降低20%—30%；楼宇储热通过热惯性提供“等效虚拟储能”，降低电网实时平衡压力与成本。
三是优化能源流以减少弃风弃光现象。通过多能耦合和存储，可以将VRE发电高峰时段过剩的电力转换为其他形式的能量（如热、冷、氢），从而有效降低弃风弃光现象，提高可再生能源的利用率。
总之，在分布式可再生能源发电和供热成本大幅下降，且大电网整合波动性可再生能源发电成本日趋增加的背景下，零碳园区作为分布式综合能源系统的重要实践形态，其核心优势在于打破电能单维平衡的局限，通过热-电-冷多能转换与低成本的储热技术，将平衡成本从高价的“电力域”转移至低价的“热力域”，实现了更高效率和更低成本的平衡，为园区零碳转型提供了可行路径。
二、零碳园区对持续推进我国能源转型的关键作用
工业园区作为我国产业集聚与技术创新的核心载体，同时也是能源消费和碳排放主体。通过零碳园区建设推动工业园区低碳转型，是实现碳达峰碳中和目标的关键战略举措。需要注意的是，要避免仅从“项目思维”来理解和推进零碳园区建设，而应从“能源系统转型”的逻辑来认识零碳园区建设在我国进一步深化能源转型和实现碳达峰碳中和目标进程中的重要地位。
（一）我国可再生能源发展面临的系统瓶颈日益突出
当前，受气候变化驱动的能源转型的核心，在于将以化石能源为主的高碳能源系统，逐步转变为以可再生能源为主的零碳能源系统。在这一进程中，推动可再生能源大规模发展并替代化石能源，是实现转型的关键路径。过去10年间，我国能源转型成效显著，尤其体现在相关规模指标的快速增长上：2014—2024年，风电发电量从1500亿千瓦时激增至9916亿千瓦时，增长了5.6倍；光伏发电量从250亿千瓦时跃升至8341亿千瓦时，增幅高达32.4倍。2024年，风力发电与光伏发电装机总量合计达14.1亿千瓦，提前6年超额完成2030年实现12亿千瓦的装机目标。此外，新能源汽车（涵盖纯电动汽车和插电混动汽车）销量也从2014年的7.48万辆，迅猛增长至2024年的1286.6万辆，10年间增长了171倍。
从全球能源转型规律来看，几乎所有国家在转型第一阶段（简称“能源转型1.0”）均以可再生能源规模化发展为核心起点，此阶段的政策重心主要围绕可再生能源的规模扩张。以可再生能源规模扩张为重点的新能源转型政策是我国能源转型取得显著成效的重要原因。特别是，我国自2020年9月正式提出“双碳”目标后实施的两项以可再生能源规模扩张为目标的重要政策：2021年6月国家能源局推动分布式光伏“整县推进”政策和2022年大力推进西部沙戈荒风电光伏基地政策，导致光伏发电与风力发电装机连续保持80%以上的高速增长，推动我国新能源（特指风电、光伏）装机规模自2021年起进入爆发式增长阶段。2014-2020年，我国风电与光伏累计装机容量从1.43亿千瓦增加到5.34亿千瓦，年均增加6517万千瓦。2021-2024年，风电与光伏累计装机容量从6.34亿千瓦增加到14.1亿千瓦，年均增加2.59亿千瓦。
然而，新能源装机规模快速增长，波动性风光电并网规模短期内也迅速增长，迅速“消耗”了现有电力系统“冗余调节能力”。从2024年年初开始，全国多个省市电网对分布式光伏并网“亮红灯”，西部风光电大基地建成项目限电与输电容量不足等问题开始凸显。这表明，“系统瓶颈”已经成为当前与今后我国能源转型的主要矛盾，能源转型政策应适应这一矛盾转变，将重点转向推动“系统转型”，提升现有电力系统的灵活性。否则，在现有电力系统的“灵活性”或“调节能力”没有明显提升的情况下，政策继续以新能源“规模扩张”为重点反而加剧能源转型中的结构性矛盾，增加能源转型的成本。
（二）我国能源转型应尽快进入以“系统转型”为重点的2.0新阶段
能源转型1.0阶段的突出特点是依托既有能源（电力）系统来发展可再生能源。因此，能源转型1.0阶段的可再生能源的发展规模，特别是波动性风光电的规模，取决于现有的能源（电力）系统“冗余调节能力”。从此意义上看，我国能源转型1.0阶段风光电装机多年快速增长，除了相关鼓励政策外，更重要的前提是电力系统供需平衡调节能力的冗余程度。随着现有电力系统冗余调节能力收缩，能源转型就必须尽快进入到2.0阶段。
能源转型2.0阶段的基本特征是以“系统转型”为重点，带动可再生能源规模化发展。能源系统转型的关键是提升系统灵活性，应从两个方向同步推进。
一方面，通过机制创新和技术改造，提升现有集中式电力系统的灵活性，在现有网络架构不变的情况下进一步提升其整合大规模风力发电和光伏发电的能力。比如，通过完善辅助服务市场机制识别煤电机组灵活性改造的潜力，并充分实现煤电机组灵活性改造的价值，通过优化区域电网联络线，优化电网调度规则等深度挖掘现有电力系统的低成本调节潜力。
另一方面，面对用户侧分布式光伏、分布式储能、电动汽车、热泵等分布式能源资源（DERs）数量和规模日益增加的趋势，通过市场机制创新和技术改造，增强配电网整合分布式能源的能力，将这些给传统集中式电力系统平衡带来巨大压力和挑战的分布式能源资源（DERs），转变为配电网和各类分布式能源系统可以利用的灵活性资源。也就是说，既要充分挖掘和实现现有电力系统的灵活性资源（主要是大规模灵活性资源）的价值，也要充分挖掘和实现新出现的大量分散、小规模的灵活性资源的价值。从我国的实践看，只有同步加强这两个方面的“系统转型”及其市场机制改革与创新，才能以更为“经济”的方式提升电力系统的灵活性，从而为可再生能源规模化发展提供更为广阔的“消纳空间”。
（三）零碳园区是深入推进“十五五”地方能源转型的关键抓手
若从能源转型的底层逻辑分析，在2.0阶段之后还将延伸出3.0阶段。2.0阶段的核心任务是通过机制创新和技术改造，提升电力系统的大规模集中式灵活性（比如煤电灵活性，抽水蓄能）和分布式灵活性，以较为经济的方式整合更多的风光电和分布式可再生能源资源（DERs）。而能源转型3.0阶段则是将灵活性重点转向用户侧分布式非电能源资源，通过大力发展各类分布式能源系统来“更经济”地提升配电网整合波动性分光电和分布式灵活性资源的能力。
就电力系统来说，这一阶段的关键是：以输电网为中心的传统集中式电力系统要逐步转向以配电网为中心的未来电力系统，而配电网要以用户为中心。这里的用户包括基于各类分布式能源、产消者、用能主体而构建的不同规模和层级的分布式电力系统（比如微电网）和分布式能源系统。建立在智慧能源管理系统之上的大量家庭、建筑、社区、园区则成为各类分布式能源系统的基本单元。
总之，“系统转型”是能源转型2.0和3.0阶段共同的核心内涵。区别在于，2.0阶段的系统转型重点是电力系统转型，3.0阶段则是以非电能源的平衡来降低电力平衡成本，实现电与非电“系统”统筹协调转型。从我国能源转型实践看，由于电力系统转型滞后于波动性风光电规模的快速增长，加上风光发电成本快速下降，电与非电能源转换和平衡成本快速下降等综合因素导致分布式能源系统的技术可行性和经济性优势日益凸显，因而零碳园区作为连接能源转型2.0和3.0的一个特殊载体，将成为深入推进地方能源转型的关键抓手。
三、零碳园区良性发展面临的关键机制障碍
产业体制机制的本质是协调不同参与主体的利益，使不同主体利益达成“均衡”状态，推动产业良性发展。零碳园区作为一个分布式能源系统，其快速发展必然广泛冲击现有的集中式大能源系统，并最终重构整个能源系统。然而，零碳园区发展能否最终推动现有能源系统的重构，取决于我们能否充分认识零碳园区发展的相关能源机制障碍，并有效破除这一障碍。
（一）零碳园区将重构集中式能源系统提供者与现有用户的关系
零碳园区强调以“整体形式实现”内部零碳目标和能源“自给自足”。以世界第一个零碳园区“德国欧瑞府能源科技园”为例，该园区是德国能源署指导、规划设计的一个“碳中和园区”，位于柏林市区西南部，占地5.5公顷，建筑面积16万平方米，可容纳两百多家企业和机构。欧瑞府通过集成园区电力、热力、制冷和交通等多种能源与储能技术协同；在园区大量开发分布式可再生能源（如风电、光伏、地热、沼气热电联产）和提高综合能效，减少对外部电网的依赖；以及通过微型智能电网和先进的能源管理系统实时监测、分析和优化园区内部的能源流等措施，实现供需平衡和效率最大化。该园区2014年提前实现了德国联邦政府彼时制定的2050年二氧化碳减排80%目标，同时实现了园区零碳热力需求100%自给，相当一部分零碳电力需求也能自给，但不能完全脱离公共电网。
因此，零碳园区相当于一把在用户侧横向插入纵向大能源系统的“楔子”（见图2），这将从根本上重构集中式大能源系统提供者与现有用户的关系[3]。
以电力行业为例，传统集中式大电力系统中，发电商生产的电力通过输配电网单向流向用户，电力系统服务提供者（包括电力生产企业、输配企业与售电企业）与电力用户之间的角色泾渭分明。电力用户按价支付费用实现电力消费，电力系统提供者提供相关服务获得收入弥补成本，并获得合理利润。
然而，零碳园区作为分布式能源系统一旦建成运行，就意味着“集中式电力系统”原来的一部分电力用户变成园区内部的“成员”。在此情况下，集中式电力系统与零碳园区之间的关系和角色变得复杂可能导致多元：一方面，零碳园区与集中式电力系统是“系统”与“系统”的关系，只是规模不同；另一方面，零碳园区承担多重角色，与“大电力系统”之间的关系也不再是固定不变的。当零碳园区无法实现100%电力自给而仍然保持与大电力系统连接时，零碳园区就是大电力系统的“用户”（电量购买者与备用服务需求者）；当零碳园区在某一时期有富余电力需要馈入大电力系统时则是“电力生产者”；当零碳园区内的分布式能源（DERs）利用既有市场机制为大电力系统提供容量服务与调频和备用等辅助服务时，则成为“系统服务提供者”。
（二）能源公用事业现有的收入模式与成本回收机制是零碳园区发展的关键机制障碍
目前，各国能源公用事业的收入来源与成本回收大多通过与消费数量无关的“能源固定费用”+随着消费数量变化的“能源变动费用”两部制终端能源价格来实现。其中，“固定费用”部分仅覆盖能源公用事业固定成本的30%-40%，随着消费数量而变化的“能源变动费用”不仅补偿变动成本，而且要补偿剩余60%-70%的固定成本。也就是说，能源公用事业绝大部分固定成本回收要依靠能源销售量来实现[4]。
零碳园区与大能源系统之间关系的变化与多重角色的转换，直接对现有能源公用事业（即电网企业与热力管网企业）的受监管收入与成本回收带来不利影响。原来的能源公用事业收入模式与成本回收机制无法平衡“大能源系统”与“零碳园区”之间的根本利益冲突，从而成为零碳园区发展的关键机制障碍。
比如，如果一个零碳园区60%的电力需求成功实现了在园区内部“自给自足”，那就意味着原来为零碳园区内部成员提供服务的电力公用事业的销售将下降60%。同时，电力公用事业还需要为“零碳园区”提供过去所没有的“备用服务”。这意味着，如果电力公用事业现有的定价结构和收入来源不变，其减少的60%销售电量所承载的电网固定成本和变动成本无法回收。然而，若把电力公用事业减少的销售量所包含的固定成本和变动成本全部转嫁到剩余40%的销售电量上，或者以大幅提高固定收费的方式来回收这两大成本，可能导致两种结果：一是加速这些零碳园区的脱网，导致电力公用事业陷于（用户脱网与收费提高的）“死亡螺旋”；二是零碳园区无法真正落地，其成员仍然回归到电力公用事业。无论哪种结果都会阻碍我国能源转型良性推进。
零碳园区的热力需求更容易实现“自给自足”。比如德国欧瑞府目前的电力仍需要与公共电网连接和交换电量，但热力已经在园区内实现了100%零碳热力自给[5]。由此可见，零碳园区对传统热力公用事业的收入冲击更为严重。因此，热力公用事业阻碍零碳园区发展的“动力”比电力公用事业更强。
总之，面对零碳园区对集中式大能源系统与其用户供需关系根本性变化所导致的能源公用事业的销售量下降，相应成本回收失去依托载体的现实，能源公用事业现有的收入来源与成本补偿机制必然成为零碳园区可持续发展必须要解决的关键机制障碍。
四、深化零碳园区机制改革、推动零碳园区建设的建议
在破除零碳园区机制障碍，深化零碳园区机制改革方面，地方政府是当仁不让的责任主体。这不仅因为零碳园区具有地方特色，而且因为相关的机制改革权大多归属地方政府。更重要的是，零碳园区给地方提供了一次机遇：通过构建本地分布式能源系统，以零碳能源系统转型推动工业园区低碳转型，形成低碳能源、产业与经济的聚合优势。因此，笔者建议从如下三个方面深化零碳园区机制改革、推动零碳园区建设。
（一）彻底转变观念，避免仅用传统的“项目思维”理解零碳园区建设
确定零碳园区的能耗与碳排放标准、申报程序、重点任务等仅仅是零碳园区制度建设必要的基础工作。然而，相比从末端减少和控制碳排放，从源头推进能源转型，以及改善工业生产工艺过程是实现碳减排，最终实现碳中和更重要和更关键的路径。因此，推动零碳园区的长期可持续发展应从“能源系统转型思维”，而不是“项目思维”来理解和推进零碳园区建设。具体地说，就是把零碳园区建设作为碳中和目标约束下分布式能源系统的技术架构与机制构建过程，进而准确把握零碳园区的关键问题在于改革和创新平衡现有的“纵向大能源系统”与零碳园区作为（横向）分布式能源系统之间利益矛盾的机制。
更重要的是，能源系统转型是深刻理解零碳园区建设对地方产业与经济转型关键意义的核心视角。零碳园区发展的技术和经济条件日趋成熟，本质上正在推动传统集中大能源系统的变革，这为地方政府提供了搭建本地零碳能源系统的契机，进而为传统产业低碳转型和新兴低碳技术与产业发展提供更为广阔的市场空间。因为本地零碳能源系统“消纳”的零碳能源越多，新兴低碳技术和产业的发展空间就越大，传统产业低碳转型就越顺利。
要将这一契机转变为地方低碳产业和低碳经济发展优势，地方政府需遵循能源转型逻辑，整合本地各类资源形成聚合效应，破除相关机制障碍，助力零碳园区和各种分布式能源系统发展。
（二）将能源系统转型逻辑融入电力体制改革，创新电力价格和费用机制
从成本和效率最优的角度看，零碳园区完全脱离集中式电力系统是不现实的，未来也是不必要的。如果目前寻找100%脱网的零碳园区建设样本，全国符合条件的数量极少，但若能与集中式电力系统保持50%的电量交换，同时该系统还能为“小系统”提供备用服务，则相当比例的工业园区可能会被改造为零碳园区。因此，破除零碳园区建设的关键电力机制障碍尤为重要。
深化零碳园区电力机制改革的思路有三点：一是面对电力公用事业销售电量明显下降的客观现实，改革须适度增加电价结构中固定电费的比重，减少其对销售电量收入的依赖；二是根据零碳园区建成后园区内的电力用户与电力公用事业的新关系，调整大电力系统备用服务标准，合理确定园区内电力用户的系统平衡责任并据此确定合理的系统服务费率；三是创新相关市场价格机制，充分挖掘零碳园区内的分布式能源和分布式灵活资源为电力系统提供“系统服务”的价值，减轻大电力系统的调节压力及运行成本。
（三）基于电力系统转型逻辑加快供热体制机制改革
根据德国欧瑞府的经验[6]，零碳园区内实现零碳热力供应安全自给的技术与经济可行性远高于电力系统，这对传统的热力公用事业商业模式具有颠覆性影响。因此，热力公用事业的体制机制改革需双轨推进。一方面要借鉴电力改革的思路（即增加固定收费，减少对电量收入的依赖，调整备用服务收费等）；另一方面创新针对100%脱网用户的机制，包括建立高碳热力系统的退出机制，推动热力公用事业向零碳热力服务商转型等措施，推动零碳园区热力系统向零碳分布式系统转型，最终为零碳园区良性发展助力。
总之，零碳园区机制改革和创新思路虽然简洁清晰，但需在能源“大系统”与“小系统”的利益冲突中寻求良好平衡，高度考验作为改革主体的地方政府的智慧：既要深刻理解和把握能源转型的底层逻辑，还要基于能源转型逻辑对“大”“小”系统的损失和收入做出价值判断，更要通过破除机制障碍和机制创新发现与实现“小系统”的价值。此类机制改革与创新，利益平衡与权衡，都是地方政府大有可为之处。
参考文献：
[1]朱彤，王蕾. 国家能源转型：德、美实践与中国选择[M]. 杭州：浙江大学出版社，2015.
[2]OECD and NEA. The Costs of Decarbonisation: System Costs with High Shares of Nuclear and Renewables[R]. NEA No. 7299. 2019. https://www.oecd-nea.org.
[3]朱彤. 零碳园区是地方能源转型的突破口[J]. 能源，2025（8）.
[4]朱彤. 破零碳园区机制障碍，推进能源系统转型[J]. 干部之友，2025（8）.
[5]陶光远. 德国能源转型2.0时代的零碳园区[J]. 能源，2025（8）.
[6]祝良瑜. 柏林欧瑞府科技园——2050年德国的零碳园区[J]. 能源，2025（8）. 6.
作者系中国社会科学院工业经济研究所研究员、中国社会科学院大学教授
■编辑：张涵
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