2026年5月，國家發改委、國家能源局聯合印發《關于有序推動多用戶綠電直連發展有關事項的通知》（發改能源〔2026〕688號），這份文件最受關注的突破之一，是首次在國家層面以規范性文件的形式，明確將”園區管委會”和”第三方機構”納入綠電直連項目主責單位的候選范圍。這意味著，綠電直連市場的大門，正在向更廣泛的參與者敞開。

但這份文件中還有一條同樣重要卻被部分市場分析低估的規定：明確排除運營輸電業務的公共電網企業擔任主責單位。一放一收之間，一個全新的市場格局正在浮現。

一

政策突破：主責單位資格的”開放清單”

688號文對”主責單位”的界定，核心創新在于引入了”誰投資、誰負責、誰受益”的靈活機制。文件第三章明確，多用戶綠電直連項目主責單位，可由電源方與負荷方合資組建的項目公司擔任，也可由電源方或負荷方中的一方單獨投資設立。更值得關注的是，“園區管委會或第三方機構也可擔任主責單位”——這一表述在此前的政策文件中從未以如此明確的措辭出現。

所謂”第三方機構”，在政策語境下，是指獨立于電源企業和電力用戶之外，具備相應專業技術能力和管理經驗的市場主體。這為三類主體打開了明確的準入通道：一是具備配電網運營經驗的配售電企業；二是提供綜合能源服務的平臺型公司；三是具有園區或開發區運營管理經驗的第三方服務商。

與此同時，文件劃出了一條清晰的紅線：“運營輸電業務的公共電網企業”不得擔任主責單位。這一排除條款并非意圖將電網企業完全排除在綠電直連之外，而是基于公平競爭的考量——輸電網絡的天然壟斷屬性決定了，如果電網企業同時擔任項目主責單位，將在信息獲取、調度優先權和輸配電價定價方面形成難以制衡的競爭優勢。事實上，688號文明確保留了電網企業的輸電服務商角色，項目需與電網企業簽訂輸電合同，電網仍可收取合理的過網費。

**?? 關鍵點：**增量配電網運營商和配售電企業不受”電網企業”排除限制，因為他們不經營跨區域的公用輸電網絡，屬于配售電環節的市場化主體。這一區別對待為增量配電網改革與綠電直連的銜接預留了制度空間。

二

三類新玩家的入場路線圖

第一類：配售電企業。688號文的排除條款為增量配電網運營商和配售電企業留出了明確空間。目前全國已有超過400個增量配電網試點項目（國家能源局增量配電網改革進展報告數據），這些項目的運營主體天然具備配網運維、用戶管理和電力交易的經驗。以江蘇某增量配電網運營商為例，其在運營的工業園區內已擁有完整的配網資產和用戶資源，在688號文出臺后，該企業迅速啟動綠電直連方案編制，計劃整合園區內5家制造企業的綠電需求，對接200公里外的集中式光伏項目。配售電企業的核心競爭力在于”承上啟下”——向上整合電源資源，向下聚合負荷需求，降低單一用戶的交易門檻和成本。

第二類：綜合能源服務商。這類企業的優勢在于技術集成和運營管理。綠電直連項目的核心難點，并非物理線路的建設，而是源荷匹配、電力交易、碳資產管理等一系列復雜問題的綜合解決方案。這些方案的落地需要底層電力通信與數據采集硬件的支撐——高性能通信管理機和邊緣計算網關在數據匯聚、協議轉換、實時監測等環節發揮著關鍵作用。綜合能源服務商可以將綠電采購、能耗優化、碳資產管理打包為”一站式”方案，降低用戶的參與門檻。以廣東某綜合能源服務公司為例，其開發的”綠電直連管理平臺”已實現小時級發電預測、負荷預測和自動匹配功能，可為中小型用戶提供”綠電代購+運行托管”服務。該模式的核心商業邏輯是：通過規模化運營攤薄技術和管理成本，以服務費或綠電價差實現盈利。

第三類：園區管委會。688號文將園區管委會納入主責單位范圍，是一個極具中國特色的制度創新。園區管委會本身就是為園區企業提供公共服務的行政或事業機構，在土地、規劃、招商引資方面具有天然優勢。但對于大多數園區管委會而言，缺乏電力專業團隊是最大的短板。可行的路徑是”管委會搭臺、專業公司運營”——由園區管委會作為主責單位統籌推進，委托專業的電力服務公司負責日常運維和交易管理。這一模式已在蘇州工業園區、上海化學工業區等地的綠色能源項目中有了初步實踐。

**? 核心發現：**688號文實質上構建了一個”三層參與架構”——電網企業做輸電服務商（收過網費）、主責單位做項目統籌（賺管理收益）、第三方做技術運營（賺服務費）。每一層都有清晰的商業邏輯，關鍵在于找準定位。

三

商業模式：綠電直連的”錢景”有多大？

從商業角度看，第三方機構參與綠電直連至少有五條清晰的盈利路徑：

路徑一：項目管理服務費。作為主責單位，第三方機構可向參與項目的新能源發電企業和電力用戶收取項目管理費，費率通常為項目總投資的1%-3%。以一個10萬千瓦的光伏項目為例，總投資約4億元，年管理服務費可達400萬-1200萬元。

路徑二：電力交易收益。綠電直連涉及復雜的電力交易和偏差考核管理，第三方可利用專業能力進行發電預測和負荷管理，通過優化交易策略降低偏差考核費用。這筆費用在電力用戶側的節省空間約為電費的2%-5%，第三方可參與分成。

路徑三：綠證和碳資產運營。688號文建立的小時級溯源機制，使綠證的精確性和可信度大幅提升。第三方機構可以幫助用戶將綠電消費數據轉化為綠證和碳減排資產，通過綠證交易和碳資產管理獲得收益。按當前國內綠證均價30-50元/個計算，一個年用電5億千瓦時的工業園區，每年可獲得綠證收益約1500萬-2500萬元。

路徑四：數字化平臺服務。搭建綠電直連管理平臺，為多個項目提供統一的數據采集、計量監測、溯源管理和交易結算服務。平臺可采用SaaS模式按月收費，每個項目年費約20萬-50萬元。以服務50個項目計，年收入可達1000萬-2500萬元。

路徑五：配電網投資運營。對于增量配電網運營商而言，綠電直連項目可帶動配電網升級改造投資。按每千瓦配網投資約800-1200元計算，3405萬千瓦的已審批項目對應272億-408億元的配網投資機會。

盈利路徑 目標客戶 年收入潛力

項目管理費發電企業/用戶400-1200萬/項目 電力交易優化電力用戶電費2%-5%分成 綠證碳資產運營出口型企業1500-2500萬/園區 SaaS平臺服務多項目集群1000-2500萬（50項目） 配網投資運營增量配電網272-408億市場總量

四

挑戰與破局：第三方機構還需邁過三道坎

機會巨大，但挑戰同樣不容回避。第三方機構要在綠電直連領域真正站穩腳跟，至少需要解決三個核心問題。

第一道坎：信用門檻。綠電直連項目涉及長期購售電合同（通常15-20年），第三方機構作為主責單位，需要具備足夠的信用等級和資產實力，才能讓發電企業和用電用戶都放心。對于輕資產的第三方平臺公司而言，如何建立信用體系是首要課題。可能的解決方案包括引入擔保機制、與保險公司合作開發履約保證保險、或與央國企合資成立項目公司。

第二道坎：技術能力。小時級綠電匹配對技術能力提出了極高要求。發電端需要精準的氣象預測和功率預測，負荷端需要精細化的用能管理，中間還需要高效的交易決策系統。第三方機構需要建設一支橫跨氣象、電力、計算機、金融等多學科的復合型團隊，或者與技術平臺公司建立深度合作。

第三道坎：政策銜接堵點。盡管688號文打開了第三方參與的通道，但在地方執行層面，電力業務許可證（供電類）的取得、與省級電力交易中心的系統對接、跨省跨區交易的落地細則等問題仍需進一步明確。24個已出臺配套政策的省份在第三方準入細則上存在差異，第三方機構需要因地制宜制定策略。

**?? 建議：**對于有意入局的第三方機構，建議采取”三步走”策略——第一步，以技術咨詢或數字化平臺服務切入，建立行業認知和案例積累；第二步，選擇1-2個條件成熟的工業園區，以聯合體方式參與主責單位競標；第三步，形成標準化運營體系后，快速復制擴張。目前正是布局的窗口期。

688號文的出臺，標志著中國綠電直連從”局部試點”正式進入”制度化的規模化發展”階段。對于第三方機構而言，這不僅是一個新的業務增長點，更是一個重新定義自身在電力生態中角色的歷史性機遇。誰能率先打通技術、信用和政策的堵點，誰就能在綠電直連的萬億市場中占據先發優勢。