零碳转型就是纯“烧钱”？错，园区靠这些盈利！

零碳园区的投资规模通常较大，根据项目类型和规模不同，投资额从几亿元到几十亿元不等。这些投资主要用于分布式光伏、储能系统、碳捕集设施、智慧能源管理平台等基础设施建设。

早期零碳园区主要依靠政府补贴和政策优惠，收益来源单一且不稳定。

随着碳市场的发展和技术的成熟，零碳园区的收益模式已发展为多元化、市场化的收益体系，包括碳资产交易、绿电直供差价、节能服务收益、循环经济收益等多种形式。

零碳园区收益模式正经历从单一到多元、从政策驱动到市场驱动的演变。

 

1、碳资产开发与交易

碳资产开发与交易是零碳园区最具特色的收益模式，通过将园区内的碳减排量转化为可交易的碳资产，实现环境效益的经济价值化。这一模式依赖于碳市场的政策框架，包括碳排放权交易市场和自愿减排市场。

碳排放权交易是指园区内企业通过节能改造或使用清洁能源，减少碳排放量，将多余的碳配额或碳减排量出售给需要履约的企业。在中国碳市场中，重点排放单位若实际排放量低于配额，可将剩余配额出售获利。

根据 2025 年市场数据，全国碳市场碳价已突破 80 元 / 吨，预计 2025 年底将达到 100 元 / 吨以上。零碳园区通过系统性减排措施，可产生大量的碳配额结余，这些结余配额在碳市场出售即可获得直接收益。

CCER项目开发是零碳园区获取碳资产收益的另一重要途径。通过建设风电、光伏、生物质能等项目，申请国家核证自愿减排量，并将其出售给需要抵消碳排放的企业或机构。

CCER 的开发需符合生态环境部发布的减排方法学，并通过第三方核查与核证。

2025 年，CCER 方法学覆盖范围已扩展至林业碳汇、交通电动化、工业节能等领域，新增项目类型包括煤矿瓦斯利用、公路隧道照明节能等。

园区碳汇交易是指通过植树造林、湿地修复等生态工程，量化园区森林、土壤吸收的二氧化碳，形成碳汇资源。经核证注册为 CCER 或国际碳汇项目后，通过碳市场出售碳信用，园区可获收益，同时提升生态品牌价值。

碳汇交易收益取决于碳汇量和碳价。据数据显示，一百亩的碳汇林一年能够产生六十吨的二氧化碳当量，按照目前碳汇的市场价格六十元每吨计算，一百亩的碳汇量每年能够卖三千六百元，有些地区能卖到五千元以上。

 

2、绿色金融与政策支持

绿色金融与政策支持是零碳园区降低初始投资成本、提高项目经济性的重要途径。这一模式利用国家和地方政策补贴、绿色信贷、碳金融工具等，形成 "政策引导 - 市场响应 - 资本放大" 的良性循环。

政府补贴与税收优惠是零碳园区最直接的政策支持形式，包括国家或地方专项资金、投资补贴、税收减免等。

园区可以申请国家或地方专项资金（如国家绿色发展基金、地方工业转型升级资金），或享受企业所得税减免、增值税即征即退等政策。例如，分布式光伏项目可获得投资补贴或绿证交易。

绿色债券与专项融资是零碳园区获取低成本资金的重要渠道。通过发行绿色债券募集资金，用于零碳项目投资，或通过碳资产质押融资（如碳配额质押贷款）获取资金支持。

绿色债券的利率通常低于普通债券，降低融资成本。如发行 10 年期绿色债券，利率可能比市场平均水平低 50-100BP（基点）。

ESG投资合作是零碳园区吸引长期资本的重要方式。通过引入 ESG 投资基金、产业基金或战略投资者，共同开发零碳项目，实现风险共担、收益共享。

ESG 投资者关注长期可持续发展，愿意为环境友好型项目提供资金支持，通常以股权合作、项目融资等形式参与零碳园区建设，并分享项目收益。

绿色金融与政策支持正不断创新，为零碳园区提供更多元化的资金支持。

例如EOD 模式（生态环境导向的开发模式）将园区减排收益打包发行 ABS（如北京首钢绿债融资 15 亿元）。此外，还有碳质押贷款、碳期货等衍生品陆续推出，企业可通过套期保值锁定碳成本风险。

随着绿色金融工具的不断创新，零碳园区将获得更多低成本、长周期的资金支持。未来，碳资产抵质押登记系统建设将进一步完善，为碳资产融资提供便利；绿色供应链金融发展将引导金融机构加大对零碳园区产业链的资金支持力度。

 

3、节能降碳服务收益

节能降碳服务收益模式是零碳园区通过提供节能服务和碳管理服务，实现经济效益的重要途径。这一模式通过技术手段降低企业能源消耗，同时通过服务合同或分成模式实现盈利。

合同能源管理是节能服务公司（ESCO）与企业签订节能效益分享型合同，承担改造成本并分享节能收益的商业模式。这是零碳园区实现节能降碳服务收益的主要方式。

随着零碳园区内企业节能改造需求的增加，合同能源管理市场前景广阔。以一个拥有 100 家企业的零碳园区为例，若其中 30% 的企业采用合同能源管理模式，平均每个项目年收益 50 万元，则年合同能源管理总收益可达 1500 万元。

余热 / 余压综合利用是回收工业生产中的余热（如钢铁、化工企业排放的高温废气）或余压（如压缩空气系统产生的压力差），用于发电或供热，降低企业能源采购成本。

余热 / 余压综合利用的收益取决于余热 / 余压资源量、回收技术成本和能源市场价格。以一个年回收余热可发电 1000 万度的零碳园区为例，按电价 0.5 元 / 度计算，年收益可达 500 万元。

碳管理咨询与认证服务是为企业提供碳排放监测、碳足迹核算、碳中和认证等服务，收取服务费或按项目成果分成。

随着碳市场的扩大和企业碳管理需求的增加，碳管理咨询与认证服务市场前景广阔。以一个拥有 100 家企业的零碳园区为例，若其中 50% 的企业需要碳管理咨询服务，平均每家收费 20 万元，则年碳管理咨询服务总收益可达 1000 万元。

随着数字化技术的发展，节能降碳服务将更加智能化、精准化，提高服务效率和客户满意度。未来，节能降碳服务将从单一的设备改造向全流程、全生命周期的能源管理延伸，创造更多价值。

 

4、循环经济与资源化利用

循环经济与资源化利用是零碳园区通过构建园区内物质循环体系，将工业固废、废水、废气等转化为再生资源或能源，形成 "资源 - 产品 - 再生资源" 的闭环。这一模式依赖于先进的资源回收技术和循环经济产业链整合。

固废资源化处理是利用焚烧发电、热解气化、再生资源分选等技术处理固废，产生电力、热能或再生材料。

这种模式的盈利点主要体现在：首先是固废处理服务费，园区企业需要支付垃圾处理费用；其次是能源销售收益，将固废转化成的电能、热能等销售给入园企业。

随着环保要求的提高和固废处理技术的进步，固废资源化处理的市场空间不断扩大。

废水资源化利用是通过膜分离、蒸发结晶等工艺处理工业废水，实现中水回用或提取有价值物质（如盐分、金属离子）。

例如电镀废水经处理后回用于生产，降低新鲜水消耗。通过膜分离、蒸发结晶等工艺处理工业废水，实现中水回用或提取有价值物质（如盐分、金属离子）。

废水资源化利用的收益主要来自于水费节约、污水处理费用减少和回收物质的销售。以一个年处理废水 100 万吨的零碳园区为例，若实现 50% 的中水回用，按工业用水价格 5 元 / 吨计算，年可节约水费 250 万元；同时，减少污水处理费用约 100 万元；此外，回收的有价物质可带来额外收益约 50 万元，总计年收益可达 400 万元。

废气资源化是回收工业废气中的 CO₂用于碳捕集与利用（CCU），或利用甲烷等可燃气体发电。

废气资源化的收益主要来自于能源生产。

以一个年回收废气可发电 1000 万度的零碳园区为例，按电价 0.5 元 / 度计算，年收益可达 500 万元。

循环经济与产业协同是零碳园区通过推动园区内企业共享能源、废料资源，形成工业共生体系，提高资源利用效率并创造额外收益。

园区内企业通过共享能源、废料资源，形成工业共生体系，提高资源利用效率并创造额外收益。

循环经济与产业协同的收益主要来自于资源利用效率的提高和生产成本的降低。以一个通过产业协同实现综合能效提升 30% 的零碳园区为例，若园区年能源成本为 1 亿元，则年可节约能源成本 3000 万元。此外，通过废料交换和资源共享，还可创造额外收益约 500 万元，总计年收益可达 3500 万元。

 

5、分布式能源储能系统

分布式能源储能系统是零碳园区通过部署分布式光伏、风电、生物质能发电等可再生能源系统，结合储能技术，构建园区内 "自发自用、余电上网、智能调度" 的能源网络。

这一模式的核心在于通过分布式能源系统降低对传统电网的依赖，同时通过储能技术平抑可再生能源发电的间歇性和波动性。

绿电直供是园区能源管理公司通过投资建设分布式光伏或风电项目，直接向园区内企业销售绿电，电价通常低于电网目录电价，差价收益构成主要收入来源。同时，通过签订长期购电协议（PPA），确保稳定的现金流。

园区光伏电站以 0.5 元 / 度卖电给企业（电网 0.65 元），年供 1 亿度，差价收益 1500 万元。此外，绿电直供还可享受绿电溢价，如园区售电价可上浮 20%。

随着分布式能源技术的成熟和成本下降，绿电直供将成为零碳园区的主要收益来源。

以一个装机容量为 100MW 的分布式光伏电站为例，年发电量约 1 亿度，若以 0.5 元 / 度的价格直供园区企业（电网电价 0.65 元 / 度），年差价收益可达 1500 万元。此外，获得 "零碳园区" 认证后，土地溢价可提升 20%，吸引供应链入驻。

峰谷电价套利是储能系统在电价低谷时段（如夜间）充电，高电价时段（如白天尖峰）放电，利用电价差价赚取收益。此外，储能系统还可参与电力市场辅助服务，如调频、备用容量等，进一步增加收益渠道。

峰谷电价套利的收益取决于储能系统容量、充放电循环次数、峰谷电价差和系统效率。

储能谷时（0.3 元 / 度）充电，峰时（1.2 元 / 度）放电，扣除损耗（20%），每度净赚 0.72 元，100MWh 储能年套利超 200 万元。

绿电交易与辅助服务是将园区内富余的绿电通过电力交易平台出售给其他用电企业或电网，或通过绿证交易获取额外收益。此外，储能系统还可参与电网调频、备用等辅助服务，获取相应收益。

将园区内富余的绿电通过电力交易平台出售给其他用电企业或电网，或通过绿证交易获取额外收益。绿电交易需符合国家或地方的可再生能源配额制（RPS）要求。

绿电交易与辅助服务的收益主要来自于绿电销售和辅助服务费用。以一个年富余绿电 1000 万度的零碳园区为例，若通过绿电交易获得 0.1 元 / 度的溢价，则年收益可达 100 万元；若参与电力辅助服务，如调频、备用等，年收益可达 50 万元，总计年收益可达 150 万元。

分布式能源储能系统正不断引入新技术，提高系统效率和经济性。

随着储能技术的进步和成本下降，分布式能源储能系统的经济性将进一步提高。

例如天津首个超长时储能项目，预计到 2025 年底将投入运营，建成后预计每年可消纳约 5 亿兆瓦时的新能源电量，屋顶光伏可减少 20 万吨以上二氧化碳排放量。

未来，分布式能源储能系统将与氢能、虚拟电厂等新技术融合，创造更多价值。

 

6、综合能源管理平台

综合能源管理平台是基于物联网、大数据和人工智能，搭建园区级能源管理平台，实时监测、分析和优化能源生产、传输和消费全流程。平台功能包括能源调度、碳排放追踪、需求响应、能效诊断等。

平台订阅服务是向园区企业提供平台使用权限，按企业规模或数据量收取年费。

着零碳园区内企业数字化转型需求的增加，综合能源管理平台订阅服务将成为重要的收益来源。

以一个拥有 100 家企业的零碳园区为例，若其中 50% 的企业订阅平台服务，平均每家年订阅费 3 万元，则年订阅服务收益可达 150 万元。

数据增值服务是将脱敏后的园区能源数据提供给政府、研究机构或金融机构，用于政策制定、碳市场分析或绿色金融评估。

随着能源数据价值的不断挖掘，数据增值服务将创造更多价值。

以一个拥有丰富能源数据的零碳园区为例，若将数据提供给碳交易所、金融机构等多个客户，年数据增值服务收益可达 50-100 万元。

能效优化分成是通过平台优化能源使用策略（如动态调整分布式电源出力），与企业按节能收益分成。

能效优化分成的收益取决于平台优化效果和分成比例。

以一个通过平台优化帮助企业降低 10% 能源成本的零碳园区为例，若园区年能源成本为 1 亿元，则年可节约能源成本 1000 万元，按 30% 分成比例计算，年收益可达 300 万元。

综合能源管理平台正不断引入新技术，提高平台功能和用户体验。

随着人工智能、大数据、物联网等技术的发展，综合能源管理平台将更加智能化、自动化，提高服务效率和用户满意度。

未来，综合能源管理平台将与碳交易、绿色金融等市场机制深度融合，创造更多价值。

 

7、零碳园区收益模式的协同

零碳园区的六大收益模式并非孤立存在，而是相互关联、相互促进，形成协同效应。

不同类型的零碳园区应根据自身特点，优化收益模式组合，实现经济效益最大化。

高载能产业园区：如钢铁、化工、有色金属等高载能产业园区，应重点发展余热 / 余压综合利用、碳捕集利用与封存（CCUS）、绿电直供等收益模式。

高新技术产业园区：如电子、医药、精密制造等高新技术产业园区，应重点发展节能降碳服务、综合能源管理平台、绿电直供等收益模式。

这类园区通常对能源质量和稳定性要求较高，愿意为绿电和优质能源服务支付溢价。

资源型产业园区：如煤炭、石油、矿产等资源型产业园区，应重点发展循环经济与资源化利用、碳捕集利用与封存（CCUS）、分布式能源等收益模式。

这类园区通常有丰富的废弃物资源和能源资源，适合发展循环经济和分布式能源。