2020年9月22日，习近平主席在第七十五届联合国大会一般性辩论上指出，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。
在全球面临气候危机日益迫近的背景下，中国宣布碳达峰、碳中和目标，担当起一个世界大国的责任。零碳浪潮是中国新的发展红利，中国的“人口红利”正在消失，但可以抓住这一波“绿能红利”，当中国利用充分的绿色、廉价的可再生能源时，“中国制造的优势将进一步凸显，成为全球零碳工业的中心。”
同样是在去年，巅峰能源呼吁借机大力发展中国已具备比较优势的绿色能源装备产业，包括风电、光伏、储能/动力电池、氢燃料、智能物联网等，其规模可达10万亿元级。中国及早进行顶层设计，加快进行工业使用能源的零碳转化，在规划产业空间布局上重视可再生能源丰富、低成本的区域，重点研究相关产业必需的零碳生产工艺并产业化，通过尽快构建零碳新工业体系，在这股全球的碳中和浪潮中占据制高点，将挑战转变为机遇。
碳中和怎么做？实现碳中和，一方面要尽量少排放、不排放，另一方面要尽量多植树、发展碳捕集利用封存等技术。具体到微观层面，每一个企业和个人都需要为碳中和做出贡献：对于生产型企业来说，需要提高非化石能源使用比例，发展节能减排技术，降低单位供电碳排放量等；对于个人来说，无纸化办公、绿色出行、光盘行动等都是在减少排放。对于“减无可减”的部分，从社会整体角度要考虑用林业碳汇吸收等手段去消纳，从而实现最终的“净零排放”。给大家举一个生活化的例子，很多朋友都用过支付宝里的蚂蚁森林这个小程序，北京绿色交易所作为技术支持单位为蚂蚁森林提供了个人减排场景背后的方法学。蚂蚁森林的逻辑就是一套浓缩的碳中和流程：首先，它鼓励你使用低碳的生活方式来降低排放，比如线上代缴水电费、地铁出行等；通过方法学科学测算后，你的减排行为被赋予一定的绿色能量，积累到一定程度可以换一颗真实的、被种植在荒漠里的树；这些树通过碳汇吸收了二氧化碳，最终进一步实现了碳中和。与刚才所讲的概念稍有不同的是，蚂蚁森林作为一款鼓励大众参与的小游戏，是将减排的部分作为奖励换算成相应的树，而实际上碳中和需要计算的碳汇吸收量所对应是排放的部分。实施碳中和，大到国家整体战略、小到企业活动，都需要遵循特定的步骤。根据2019年生态环境部发布的《大型活动碳中和实施指南（试行）》，碳中和实施程序包括碳中和计划、实施减排行动、量化温室气体排放、碳中和活动以及碳中和评价五部分内容。其中第四步“碳中和活动”指的是购买碳配额、碳汇或者新建碳汇林，对温室气体排放进行中和。如何购买碳配额和碳汇指标？这里就引出了下一个问题——碳交易与碳中和的关系。在实现碳中和这一愿景的过程中，碳交易是不容忽视的重要一环，二者的关系体现在：一方面，碳交易是利用市场化手段，助推以电力为代表的高排放行业低成本实现能源转型、减少碳排放的制度工具；另一方面，碳交易可以算是碳中和这一宏伟事业达成的“最后一公里”，从某一企业或者个人的角度来看，通过碳交易平台购买碳配额或林业碳汇指标，是其在完成减排工作后最终实现“净零排放”的必要手段。碳交易，也称碳排放权交易，其核心思想是建立一个排放总量控制下的交易市场（Cap-and-Trade），使市场机制在碳排放权配置上发挥决定性作用，进而以较低的社会成本实现温室气体排放控制目标。碳交易的基本原理是，由政府设定二氧化碳气体排放的上限并为纳入交易机制的企事业单位分配一定的配额，超出配额排放的单位需要从市场上购买配额或抵消产品补足上缴履约，配额有富余的单位则可以出售配额,自愿减排市场中通过建设减排项目并获得国家主管部门备案的核证减排量（通称“CCER”，其中包括林业碳汇）可以按照相关规定作为强制减排市场上配额的抵消品用于履约。截至2020年底，碳交易平台各类产品累计成交超过6800万吨，成交额突破19亿元。未来，北京绿色交易所也将在国家和北京市主管部门的指导、集团的带领下，一如既往支持全国和北京碳市场建设，加快推进温室气体自愿减排交易中心建设工作，为碳中和愿景的早日实现贡献力量。要把握碳中和历史机遇，加快构建零碳新工业体系。基于碳中和目标，整个工业体系都面临着革命性的挑战，这种挑战不仅在于工业所需能源开发与使用方式的变化，还在于碳中和带来的工业生产工艺、技术革新、产业布局的变化。
与此同时，欧盟正在酝酿实行碳边境调整机制，对一些进口产品征收碳税，这将成为中国贸易出口的“碳壁垒”。放眼未来，全球都在零碳转型，谁转型得早，谁的竞争力就强。
近日，国家能源局综合司就2021年风电、光伏发电开发建设有关事项向各省以及部分投资商征求了意见。根据文件显示，2021年户用光伏则不占用年度保障并网规模，可以直接并网消纳，且户用光伏仍有补贴。此外，文件明确要求积极推进分布式光伏发电的建设，结合乡村振兴战略启动“千乡万村沐光”行动。
从户用光伏方面而言，预计2021年户用仍有2～3亿元的补贴金额，户用光伏补贴额度或将在0.03元／千瓦时左右，对应的户用总规模安排预计在10GW以上。事实上，户用光伏的规模化发展已成趋势，2020年的户用光伏新增规模首次突破10GW，占当年度全国新增总规模的20%以上，成为户用光伏发展的一大里程碑。结合征求意见的补贴政策来看，2021年年度新增装机中，户用光伏的高光时刻仍将延续。
放眼至“十四五”，围绕乡村建设的户用光伏将成为乡村振兴的一大战略。随着全国脱贫攻坚战的胜利，实现乡村振兴成为了国家级战略规划。在《乡村振兴战略规划（2018－2022年）》中，大力发展太阳能被视为优化农村能源供给结构，推进农村能源消费升级，大幅提高电能在农村能源消费占比的重要手段。而“千乡万村沐光”行动则是乡村振兴战略的重要组成部分之一。
乡村振兴局的挂牌成立，意味着这一计划的战略高度。在此次文件中提出的“千乡万村沐光”行动即与该计划密切相关，“光伏下乡”的启动或将带来一个万亿级的光伏细分市场。
乡村振兴战略的根本是不断拓宽农民增收渠道，全面改善农村生产生活条件，随着分布式光伏投资价值的回归，大力推广光伏发电项目在农村的建设与应用则可以显著增加农村集体的收入。近年来，随着光伏装机成本的快速下降，全面平价后的分布式光伏项目即使摆脱补贴，仍有10%以上的收益率。
同时，上述行动的推出，也将会催生全新的商业模式，比如由村集体出资、银行带款，利用加之农村地区的闲散未利用地，进行小型分布式光伏项目的投资以增加集体收入并带动部分岗位的就业，加快现代化农村基础设施以及设备的建设。而对于经销商而言，也可以通过与村集体的协商，进行光伏系统的销售、租赁或建设等，从而开拓新的商业渠道，推动光伏业务的全面发展。
事实上，“乡村振兴战略规划”以及“千乡万村沐光”行动都代表着农村光伏应用市场的开启，在叠加“双碳目标”的大趋势下，如何实现光伏与现代化农村建设的深度融合将成为打开这个万亿级光伏新市场的关键钥匙。
我国目前的能源消费仍然以化石能源为主，电力规划设计总院《中国能源发展报告2018》显示，煤炭占能源消费总量59%，石油占18.9%，天然气占8%。总体来看，化石能源占我国能源消费总量的85.9%。虽然可再生能源的比重在不断提升，但在短期内，化石能源仍然是我国能源消费的主要来源。
化石资源便利型园区面积通常在十几平方公里或几十平方公里以上，化石能源占据能源利用主导地位，化石能源的可靠安全供应是传统化石资源便利型园区的第一要素，能源消费总量大、能源强度高、污染排放高，行业特征明显，且远离城市。
资源原产地或集散地化石能源便利型园区应加强化石能源高效利用等技术的创新应用和产业化推广，引导化石能源便利型园区生产加工企业能源转型升级。
资源原产地或集散地型园区主要以本地或周边特色资源开采及加工为主要产业类型，依赖于资源的开发和加工。园区内产业结构单一，主要依赖自身产地或集散地的资源禀赋形成相关的产业链条，缺乏对传统产业的升级改造和产业链扩展意识，容易形成资源依赖性强的单一产业结构。
山西、陕西、内蒙古、新疆、四川、黑龙江等化石资源丰富地区就是这类园区的主要所在地。对这类园区而言，可以加强如煤炭高效绿色开采技术、先进洗选技术、高效燃烧发电技术、低阶煤提质加工、新型加工转化利用、污染物控制与防治等技术的创新应用和产业化推广，引导化石能源富集区生产加工企业能源转型升级，源头化高效合理无害利用化石资源。
如山西省国寿阳县天然气煤层气综合利用示范园区年可发电7.23亿千瓦时，供热80万平方米，外运液化煤层气13万吨，为车辆提供36万辆次加液（气）服务，替代燃煤1000万吨，减少煤矿瓦斯排放5亿立方米。
化石能源便利型园区还应逐步关停低效率、高耗能、重污染、高排放炼化装置，推进自用原油及燃料油节约和替代技术改造，减少化石能源在园区总体能耗中的比重。
因地制宜加快风能、太阳能、生物质能、氢能等可再生能源的分布式开发利用，完善相关配套设施，大力推进可再生能源技术的应用，提高化石便利型园区内清洁能源供能比重。
化石资源便利型园区分布区域较广，各地资源禀赋不一，山西、陕西、内蒙古、新疆、四川、黑龙江等地区风能、太阳能、生物质能等资源较为丰富，长三角、珠三角、环渤海等沿江靠海型有风能、海洋能等特色资源。
同时，化石便利型园区往往有大量工业氢副产品，太原市清徐精细化工循环产业园将99.9%的副产氢通过设备提纯到工业高纯氢的标准，向氢燃料电池、汽车及相关其它相关应用场景供应优质氢气，年可产氢1600万立方米。
可在化石能源便利型园区内合理配置太阳能光热利用、太阳能光热建筑一体化应用、太阳能采暖及太阳能光热空气源热泵、太阳能热水器、太阳能路灯照明、风光互补路灯照明、风力发电、生物质锅炉、氢气提纯、加氢站等技术利用，尽可能地采用可再生能源完善园区能源系统配置，提高可再生能源在园区能源供应中的比重。
总而言之，化石能源便利型园区是推进化石资源清洁高效利用的重点区域，这类园区需要充分考虑化石资源特点，对其进行高效利用和低碳发展，同时因地制宜提高可再生能源的利用，持续提高新能源技术发展和智慧化管理水平，推进行业级用户端能源生产与消费变革。
从2020年9月22日开始，中国的能源行业开始进入“碳中和热潮期”。习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上“2030年碳排放达峰、2060年实现碳中和”的承诺，让中国的可再生能源行业为之一振。紧接着在气候雄心峰会上，中国国家自主贡献新举措中，“2030年风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”将这股热潮推向了高潮。根据国家发改委能源研究所2015年发布的《中国2050高比例可再生能源发展情景暨路径研究》预测，至2050年可再生能源发电比重从“参考情景”的46%上升到“高比例可再生能源情景”的85%以上，风电、太阳能发电成为实现高比例可再生能源情景的支柱性技术。预计2050年，中国的抽水蓄能装机容量达到140GW、化学储能达到160GW。国际能源署(IEA)2018年预测，到2040年，可再生能源预计将占全球新增产能的一半以上的场景下，可再生能源的强劲扩张对灵活性（电力系统快速适应电力供应和需求变化的能力）的需求将增长约80%。预计到2030、2040年，中国规模化储能电站（除抽水蓄能外）将分别达到25GW、50GW。 碳中和目标的提出将加快推动可再生能源的跨越式发展，必将对储能提出更高的要求。为推动能源革命和清洁低碳发展，“十四五”可再生能源装机规模将实现跨越式发展，“可再生能源+储能”已成为能源行业的共识，成为支撑可再生能源稳定规模化发展的关键和当务之急。过去两年多的时间里，储能产业的经历可谓跌宕起伏。2018年7月，国内规模最大的电池储能电站项目——江苏镇江电网储能电站工程并网投运，拉开了电网侧储能的热潮。2019年5月，发改委正式印发《输配电定价成本监审办法》，电储能设施未被纳入输配电价，电网侧储能瞬间降至冰点。而2020年由于风电光伏都面临着平价时代前的最后抢装，加上多个省份出台“可再生能源项目强制配套储能”的政策，电源侧储能成为今年最大的市场。“储能的价值主要是调峰、调频等，为电网的安全稳定运行提供服务。但我们国家现在基本没有辅助服务市场，更不要说有辅助服务的价格了。所以储能现在就是有价值、没价格，”上述业内人士说，“收入都算不清楚，谁知道成本降低到什么时候是个头呢？”价格或者说补贴并不能算是现在行业的核心痛点，能从国家层面给储能一个明确的规划或者市场定位。从电网侧储能到电源侧储能、用户侧储能，再到现在的风光水火储一体化和源网荷储一体化，储能地位看起来上升了。但一旦谈到成本、付费，储能似乎又变成了一种负担。在储能企业看来，原因还是在于储能在电力系统中的定位不清晰，导致成本无法疏导。一言敝之，当前储能在电力系统中的身分不清，没有对等的系统地位，何谈价值？随着电力市场化改革的加速进行，作为重要组成部分的辅助服务市场建设被视为储能市场定位及盈利的关键支撑。以近年在广东省辅助服务市场为例，调频费用最后只是在发电侧之间零和游戏，并没有传导到用户。在2015年的电改9号文中，对于辅助服务是这样规定的：“建立辅助服务分担共享新机制。适应电网调峰、调频、调压和用户可中断负荷等辅助服务新要求，完善并网发电企业辅助服务考核新机制和补偿机制。根据电网可靠性和服务质量，按照谁受益、谁承担的原则，建立用户参与的服务分担共享机制。用户可以结合自身负荷特性，自愿选择与发电企业或电网企业签订保供电协议、可中断负荷协议等合同，约定各自的服务权利与义务，承担必要的辅助服务费用，或按照贡献获得相应的经济补偿。”当前，市场规则正在逐步开放储能参与市场的身份，相应的规则面向储能进行调整，辅助服务市场内各类服务和需求响应机制成为储能获取额外收益的来源。但整体来看，储能虽获得了参与市场的入场券，但其调度、交易、结算等机制还难与储能应用全面匹配，还需市场机制进行针对性细化调整。推进储能市场机制建设的紧迫性凸显。推行可操作的“按效果付费”机制，以反映储能快速、灵活调节能力的价值；同步解决储能参与市场应用的困难和问题，探索建立电力用户共同参与的辅助服务分担共享机制，适时将现有市场机制与现货市场试点建设紧密衔接，建立符合市场规律的长效发展机制；理清并疏导电价形成机制，扫清储能参与电力市场的机制障碍。11月16日，2020年青海光伏竞价项目对储能系统采购进行公示。在标段1（65MW/130MWH）的中标候选企业中，比亚迪以1.06元/wh的价格刷新了今年的投标单价新低。2020年初的时候，加上施工工程的成本，系统报价差不多在2.5元/wh以内。一年之内，储能的成本价格砍至四成，这里透露出储能的单位成本通过激烈的市场化竞争，价格下降的速度与幅度空间巨大，奠定了储能市场化运用的基础；另一个层面来看，储能的去库存量压力巨大，产品价格是非理性的，不利于产业生态的发展。暂不去评论低价竞争是否会有一个好的效果，非理性降价或事出有因。我们可以隐约的看到，储能的价格已经到了一个与风光的平价趋势无限接近的时代。新能源的发展时不我待，留给储能的破局的时间还有多少呢？山西大同1月13日，山西省大同市人民政府发布《大同市关于支持和推动储能产业高质量发展的实施意见》，其中指出，“十四五”期间，大同市增量新能源项目全部配置储能设施，配置比例不低于5%;存量新能源项目鼓励企业分期适量配置，优先对微电网、增量配电、独立园区等具备条件的用户配置。同时文件还指定储能产品的起点标准要达到单体电芯容量280Ah及
以上，循环寿命≥8000次(25℃，0.5C充放，容量>80%)。
零碳新工业体系不仅是生产零碳能源的相关装备制造业，还包括使用零碳能源、零碳材料、零碳技术，以生产零碳产品为目标的各类产业。未来的零碳新工业体系将会是一个不平衡、不均匀分布的工业体系，可能在内蒙、东北集聚，或者在海边集聚，因为那里有大量低成本的绿色能源。电动汽车产业是一个典型的例子。因为驱动能源从燃油变成了电力，带来了汽车制造业的革命性变化。中国汽车制造业也因此获得了弯道超车的机会。炼钢工业是另一个例子，现在的焦炭炼钢不可避免会产生二氧化碳排放，从未来碳中和的角度，国内外正在积极推进氢能炼钢。从2060碳中和的角度（国外普遍为2050碳中和），中国各门类的产业都面临着碳中和的挑战，这其中既涉及使用能源的零碳化，很多也需要进行生产工艺、技术的转换。基于碳中和目标，各产业实现碳中和是一个必经的过程，要主动推进，并加快这一进程，为什么？全球主要经济体一致行动，致力于本世纪中实现碳中和，将使全球工业体系在未来20-30年产生翻天覆地的变化，不仅能源生产彻底转向零碳的可再生能源，而且使用能源的交通、建筑、钢铁、化工等产业体系将在技术路线和生产装备上发生重大的变革。比如高炉焦炭炼钢将转向绿色氢气炼钢，汽车和船舶的燃油将被电动和燃料电池技术取代，生物合成技术将取代化工技术产生丰富的零碳、并且可回收降解的工业材料。中国的工业体系建立在高强度的碳排放之上。欧盟即将出台碳边境调节税，对进口产品征收碳差价税。美国和英国也正在酝酿类似机制。如果中国制造不实现零碳转型，那作为“世界工厂”的中国，出口将面临巨大的挑战。中国充分发展可再生能源，并加快打造基于零碳能源的新工业体系，将在世界零碳转型潮流中化挑战为机遇。中国制造的产品不仅将获得“世界绿色通行证”，绕开碳关税，而且还将因弃碳而成本更低，进一步凸显产业优势。未来将是各国零碳新工业体系之间进行竞争。要想在这场竞争中获胜，第一是可再生能源成本要低，第二是要尽早通过可再生能源重塑整个工业体系。谁的零碳新工业体系先建成，谁的可再生能源成本低、效率高，谁的竞争力就更强。基于碳中和，构建零碳新工业体系是趋势，但现在是一个合适的时间点吗？构建零碳新工业体系，中国有哪些优势？中国有丰富的可再生能源，还有全世界领先的可再生能源装备制造业，在一些可再生能源丰富的地区，通过使用零碳能源，来构建零碳工业园区，已经到了一个转折点，可以兼顾经济效益和二氧化碳净零排放。2021年陆上风电、光伏已经全面实现平价。中国三北地区的风电成本和青海等地的光伏成本已在0.2元/度以下，到2023年将实现0.1元/度；而中国东部沿海浅水海域的风电资源，也将使中国在2022年实现平价海上风电。到2023年，我认为在三北风资源富集地区，风电度电成本可以降到0.1元/度，储能度电成本也将降到0.1元/度，风电配上储能也可以实现对煤电标杆电价的更优的经济性。现在一些地区，零碳能源已经具备了比较优势。典型的如吉林省，当地的煤炭成本很高，又有优越的风电资源，基于零碳能源来改造当地工业体系，以及引进新的产业投资，就有了经济性基础。这也意味着，未来中国工业的分布也将是不“均匀”的，高耗能、高精尖企业将更多向三北、海边这些拥有丰富、廉价的可再生能源资源的地区集聚。目前欧盟碳排放成本已经达到30欧元/吨二氧化碳，预测到2030年将在60-80欧元之间，目前的碳价格转换到欧盟煤电的成本是0.23欧元/度电，转化成焦炭制钢的成本约为55欧元/吨钢，与中国二氧化碳定价之间产生的差价，将会加征到中国出口到欧盟的产品上。碳排放成本也将反映到中国产品的成本中，中国形成全国统一的碳排放权交易市场，国内碳定价、国外的碳税将进一步放大零碳能源的经济性。基于零碳能源改造的工业体系将具备更强的竞争力。从现在开始，要加快推进扶持零碳能源在交通、钢铁、化工领域的应用，通过尽快应用零碳能源，来应对这些行业面临的零碳挑战，并通过行业的零碳转型升级， 在未来竞争中占据先机。最后，对一些需要转换生产工艺、技术来达到碳中和的产业，需要政府和业界尽快布局相关技术研发和产业化推广，以在未来竞争中占得先机。
“零碳化是实现碳中和的重要路径，更将成为能源革命的强劲推动力。城市作为碳排放的主要来源，应探索深度减排创新路径，响应国家战略目标。
巅峰能源认为，城市地区探索零碳发展的创新路径是支撑全国实现“30·60”目标的基础和关键。而智慧能源是打造零碳示范城市的关键。
建议从国家层面制定零碳示范城市申报路径，并制定相应政策措施及行动计划，以指引示范城市的建设；在零碳示范城市推广分布式能源市场化交易，鼓励多种主体参与区域智慧能源运营管理；构建以智慧能源为核心的国家级零碳示范城市。
城市的现代化程度越高，对能源的依赖性越强，能源消费也越大，相应碳排放也就越高。
据2020年数据统计，对于大型城市而言，建筑、电力、交通与出行中能源消费带来的温室气体排放占总排放比例的90%以上。
“城市地区探索零碳发展的创新路径是支撑全国实现‘2030碳达峰’及‘2060碳中和’的基础和关键。”
纵观国际，以欧盟为例，其最早于2007年就设立了《2020 能源及气候一揽子计划》，引导欧洲各地区向零碳化社区转变。大部分零碳社区项目不仅获得公共财政支持，并且撬动了大量社会资本的资产投资。
就我国而言，我国已在“十三五”规划中提出：“深化各类低碳试点，实施近零碳排放区示范工程”。近年来，各级地方政府也积极响应建设近零碳排放区示范工程。广东、北京、山西、云南、上海、浙江等省市提出了建设“近零碳排放区示范工程”的工作安排。
但零碳示范城市的推进目前还刚刚起步。当前零碳示范城市建设面临相关政策与法规不完善，标准缺失，各领域碳排放指标不明确；电力体制改革有待完善，大规模可再生能源接入影响电力系统安全稳定运行，可再生能源发展受限，以及城市能源系统各自运行，对电、水、气、热等能源缺少统一规划，尚无完整的智慧能源数字化管理平台等三大挑战。
“智慧能源是打造零碳示范城市的关键。”要实现零碳城市试点落地，需要政府、产业、高校及研究机构等多个角色的通力协作，构建不同模式的零碳示范城市试点，形成中国城市能源转型之解决方案。
巅峰能源建议从国家层面制定零碳示范城市申报路径，并设计循序渐进、环环相扣的政策及行动计划，通过科研支持、产业政策引导和行业标准建立等措施指引示范城市的建设。通过制定一套规范的行政管理机制，建立评价和指标体系，根据指标体系对各个子领域进行具体行动指导；给予财政补贴和税收减免等。
其次，如：开放零碳示范城市分布式能源市场化交易、建立市场化输配电价体系，并鼓励多种主体参与区域配电网投资并结合分布式能源、储能等开展智慧运营。
第三，鼓励政府机构、能源企业、互联网及通信企业合作构建城市级智慧能源平台，推动国家级零碳示范城市示范区的快速发展。
能源消费总量控制针对的是传统的化石能源。化石能源资源有限，不可再生，且使用过程中会产生大量二氧化碳排放，这决定了我们要控制能源消费总量。但可再生能源取之不尽，用之不竭，同时不污染环境或产生碳排，没有必要限制总量使用。
高耗能产业是中国经济的重要组成部分，常因为能耗问题被限制发展，但如果使用的是零碳绿色能源，则没有必要限制。将绿色能源从能源消费总量控制中剔除，可以更快的推动高耗能产业向可再生能源丰富的地区转移，促进绿色能源开发利用。
能源系统正在向零碳转型，风光和储能将成为未来的“新煤炭”，电池和氢燃料成为“新石油”，围绕风电、光伏，电网也需要升级为更灵活的“新电网”。围绕“新煤炭”、“新石油”、“新电网”的能源转型大势，积极布局了风机制造、储能、动力电池、能源物联网等业务。成为地方政府、行业和企业的“零碳技术伙伴”，提供零碳能源的系统解决方案。巅峰能源已经和一些地方政府签署了框架协议，提供解决方案，推动当地建设零碳工业园区。
