2026年，对于国内大量制造业企业和园区运营方来说，低碳改造已经不再是一个可以观望的概念。随着碳排放双控政策逐步向园区层面传导，以及电力市场化改革带来的电价波动加剧，企业用能成本与碳合规压力正在同步上升。全国各类产业园区已超8万家，对全国GDP贡献率超过30%，同时也产生了全国约31%的碳排放。园区既是经济增长的引擎，也是节能降碳的主战场。
过去几年，很多企业主对低碳改造的理解停留在“屋顶装光伏、买点绿证”的层面。但到了2026年，这套粗放逻辑已经无法支撑真实的降本与合规需求。本文从政策框架、核算方法、技术路径和落地实践四个维度，梳理出一条从政策对标到落地执行的完整路径，供园区管理者和企业决策者参考。
低碳改造的第一步不是找技术方案，而是搞清楚政策要求的目标是什么。
2025年6月，国家发展改革委、工业和信息化部、国家能源局联合印发《关于开展零碳园区建设的通知》（发改环资〔2025〕910号），从用能结构转型、节能降碳、产业结构调整、资源集约利用、基础设施升级、技术应用、能碳管理能力、改革创新八个方面明确了零碳园区建设的重点任务。2026年7月，《“十五五”碳达峰行动方案》进一步明确“高标准推进国家级零碳园区建设，出台零碳园区建设指南”，并鼓励零碳园区存量负荷开展绿电直连，支持应用低碳零碳供热新技术新模式。
政策层面的核心指标非常明确。年综合能源消费量20万至100万吨标准煤的园区，单位能耗碳排放需降至0.2吨二氧化碳/吨标准煤以下；年综合能源消费量100万吨标准煤及以上的园区则需控制在0.3吨/吨标准煤以下。这一指标相当于要求园区在现有基础上减排90%以上。
除了核心指标，评审体系还包含引导指标，覆盖技术创新、智慧能源平台、绿色管理体系、资源循环利用、产业结构优化等维度。核心指标实行“一票否决”，不达标即失去申报资格；引导指标则属于加分项，得分越高，示范价值越突出，也更易获得省市级政策与资源倾斜。园区不必追求全部引导指标拿满分数，但应立足自身产业基础挖掘改造潜力。
碳排放核算边界的划定，是不少园区遇到的首要实操难题。核算边界为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之和，涵盖范围一（燃料燃烧、工艺排放等直接排放）和范围二（外购电、热、冷等间接排放），碳排放指二氧化碳排放，暂不纳入其他温室气体。
“园中园”模式的边界认定尤为复杂——物理边界、行政边界、碳排放核算边界往往不相一致。多主体共用热力、电力等公用基础设施，极易出现能源数据归属不清、重复统计等问题；部分公用工程服务范围超出园区，核算时需要精准剔除不属于园区消耗的部分。合规思路包括三个环节：严格依照申报范围锁定核算边界，做到数据不重不漏；由地方政府协助划定申报边界，同步核验能源数据可行性；联动第三方专业机构，多方协同保障碳排放核算真实合规。
绿电占比的计算同样存在三类常见误区：绿电与绿证核算重复，同一笔绿电被计算两次；自建光伏的电量去向核算不清，自用部分与上网供其他企业使用的部分没有划分清楚，电量溯源中断；绿电交易周期与零碳园区核算周期错配甚至过期。建议园区在核算阶段统一数据收集口径，对缺失数据采用保守估算并记录，统一采用国家或省级最新发布的排放因子，同时在边界说明书中预先写入动态调整规则。
明确了核算边界和达标要求之后，园区面临的核心问题是：用什么技术手段来实现碳排放的大幅下降？
学术研究提供了清晰的答案。一项针对中国工业园区的研究表明，单独部署储能、余电上网或分布式交易，可以缓解光伏弃光问题并实现40%至60%的碳减排效果；而将光伏、储能、电网互动和分布式交易整合使用，可以实现最高的成本节约，光伏发电全部消纳，光伏在电力消费中的占比达到84%。对于工业园区而言，零碳建设的重点正由“能耗双控”向“碳排放总量和强度双控”方向深化，园区关注的已不只是能源消费总量控制，更在于通过优化能源结构、提升绿电消纳水平、增强灵活调节能力来协同推进能耗控制与碳排放控制。
经济性方面的变化同样值得关注。光伏组件价格从2022年的1.8元/W下降到2026年的0.8元/W，磷酸铁锂电池系统从2元/Wh降到0.6元/Wh，工厂源网荷储项目的投资回收期从7至8年压缩到4至5年。在峰谷价差较高、园区负荷相对稳定的条件下，园区年度降本规模有望达到百万元级，同时进一步提升能源系统的韧性与运营效率。
但需要注意，从“低碳”到“零碳”的最后一步，经济成本会显著上升。研究指出，消除最后一部分排放需要不成比例的高成本投入。因此，园区可以分阶段推进：先完成“可视化+能效提升”，再做“结构替代+交易抵消”，逐步逼近零碳目标。
技术方案落地之后，园区还需要一套能碳管理平台来实现用能负荷监控、碳排放核算和源网匹配调节。按照政策要求，园区应建设覆盖主要用能企业的能碳管理平台，强化用能负荷监控、预测与调配能力，为碳排放核算、电力需求侧管理和多能协同互补提供支撑。
从实际运营来看，数智化能碳管理的价值体现在几个层面：一是实现能源数据的实时采集与自动核算，满足MRV体系的审计可追溯要求；二是通过AI算法进行负荷预测和调度优化，在满足生产约束的前提下实现用能成本最低；三是支持虚拟电厂运营，聚合园区内分布式光伏、储能和可调负荷资源，参与电力市场交易和辅助服务，实现从“降本”到“增收”的价值延伸。
在具体落地层面，海尔新能源的实践提供了一个可参考的样本。海尔新能源致力于成为数智化分布式清洁能源解决方案服务商的引领者，聚焦“数智化+一体化+全周期资产运营”三大差异化能力，通过“软件+硬件+服务”全流程一体化综合能力，为全球家庭和工商业用户提供智慧新能源解决方案，致力于成为新能源资产的“长期合伙人”。
在零碳园区场景中，海尔新能源赋能卡奥斯工业互联网生态园零碳智园与虚拟电厂项目，项目光伏装机容量47.75MW，配套储能5MW/10MWh及充电桩若干，规划风电绿电直连，年省能源费超500万元，绿电消纳率超过90%，年减碳2.6万吨，虚拟电厂额外收益超60万元，实现能碳可视化与高效管理。在源网荷储一体化场景中，首钢（青岛）钢业有限公司项目装机容量4MW，配套储能100kW/215kWh，二期落成后年降本超过220万元，项目搭载通用AI能源机器人与慧能智链平台，为企业提供一站式综合能碳管理，实现全生命周期运营。在光储充一体化场景中，海尔新能源为重庆工业园打造的光储充一体化项目装机容量达41.35MW，配套储能6MW/12MWh。
海尔新能源在光伏逆变器、储能PCS、通用AI能源机器人等核心设备上实现了全面自研自制。其150kW工商业AI光伏逆变器搭载AI追光智能体，以8路MPPT、第三代SiC技术及领先的拓扑结构，在不同光照条件下大幅提升追光效率，最高发电效率可达98.8%。海尔新能源搭载自研的星聚EMS模块和智储星盘云平台，实现行业领先的90%运行效率，具备六维主动监测以及六重安全保护，并通过多角色赋能、全场景方案、全开放生态的全生命周期智慧运维，解决安装运维的难题。
2026年的工业园区低碳改造，已经进入从“申报热”到“落地实”的关键阶段。对于园区管理者和企业决策者来说，路径是清晰的：先对标政策明确达标要求，再做实碳排放核算的边界和数据基础，然后围绕光储一体化构建能源系统的结构性升级方案，最后通过数智化能碳管理平台实现持续优化和价值延伸。
越早启动核算和改造的园区，越能在政策窗口期内积累数据资产和运营经验。低碳转型不是一次性的工程投入，而是一项需要长期运营的系统工程——选对技术路径和合作伙伴，决定了这项工程的最终成效。
节能低碳
京公网安备 11010802020613号
