政策演进趋势与制度对比

1.1  发展沿革与管理架构

 核证自愿减排量（CCER）机制源于2012年的《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，2015年开始正式交易，2017年起暂停新项目备案，由国家发改委气候司主导管理，2018年起改由生态环境部主管。

2023年生态环境部发布新版《温室气体自愿减排交易管理办法（试行）》，并于2024年1月22日启动全国温室气体自愿减排交易市场。

绿色电力证书（绿证）制度始于2017年国家发改委、财政部、能源局联合发布的通知，初期在全国试行可再生能源绿证自愿认购，由国家能源局牵头管理。

此后经历2019年可再生能源消纳配额制的建立，将绿证作为消纳量核算依据之一，到2023年8月发布《关于做好可再生能源绿色电力证书全覆盖工作的通知》，实现绿证核发范围对几乎所有可再生能源发电项目的全覆盖。

2025年3月，国家能源局又发布《关于促进可再生能源绿色电力证书市场高质量发展的意见》，进一步完善绿证强制与自愿相结合的消费机制。

1.2  制度功能与边界

 两套机制在定位上既有共同目标又各有侧重。CCER属于温室气体自愿减排交易市场，旨在鼓励全社会自主开发具有额外性的减排项目，通过出售核证减排量获取收益，用于碳市场配额抵销履约、碳中和承诺等。

绿证则聚焦于可再生能源电力的环境属性价值，通过对每兆瓦时绿色电力签发证书激励可再生能源发电，促进能源结构调整和绿色电力消费。

二者覆盖范围不同——CCER项目类型广泛，包括可再生能源发电、林业碳汇、甲烷减排、节能增效等，而绿证仅对应可再生能源上网电量，且当前只核发给风电、光伏、生物质、地热、海洋能以及新投产的市场化水电等项目。

此外，CCER对项目要求“额外性”，只有在没有碳交易激励就难以实施的项目才可获得减排量核证；而绿证对所有可再生电力一视同仁，无须证明额外减排，因为其核心是确认绿色电力产出和消费。

在减排计量上，CCER以吨CO2当量为单位，代表实际减少的温室气体排放，可用于抵消企业任何范围的直接或间接排放；绿证以1证书=1000千瓦时电量为单位，代表清洁电力的环境属性，只能用于证明并核算电力消费的间接减排（Scope 2），且需在碳足迹标准认可条件下才能算作减碳。

特别地，根据欧盟最新规则，购入绿证并不能用于减免碳边境调节机制（CBAM）或产品碳足迹中的排放，因为欧盟不承认单纯证书抵消电力排放。

1.3  交易规则差异

 CCER和绿证的市场交易机制明显不同。绿证实行“证电分离”交易模式，证书可在国家绿证平台以及北、广州电力交易中心挂牌或竞价交易，但每张绿证仅可交易一次，认购后即注销，不进入二级市场流通。

其交易更类似消费凭证的交割，金融属性较弱。CCER则允许多次转让，交易不限于一次，用途更灵活，可在经备案的各环境能源交易所反复买卖，已形成较活跃的二级市场。

因此CCER衍生出碳资产抵押融资、回购、碳远期等金融工具，甚至碳债券和碳保险等产品，具备显著的金融属性。相比之下，当前绿证尚未出现抵押质押等金融创新，更多体现为一次性的环境价值转移。

下面通过表格汇总CCER与绿证的重要区别：

 表：CCER与绿证制度主要区别对比

当前市场运行机制对比

2.1  价格走势（2025年前后）

 CCER市场在2021年全国碳市启动后价格一度从约10元/吨涨至35元/吨。近年来随着重启预期，价格进一步走高。

截至2025年中，随着全国碳市场履约需求扩张（覆盖行业扩大）、与地方碳市场联动增强、国际碳信用机制对接（如CORSIA）试点推进，CCER价格已稳定在60–80元/吨区间，甚至有些超过100元，高质量项目（如林草增汇与可再生能源）报价普遍高于70元。

整体市场呈现出“去库存—促供给—重信用—提价值”的新周期态势。考虑区域交易差异以及全国碳配额（CEA）今年结转要求，这一水平与全国碳配额（CEA）价格相当，减碳成本相比绿证并无显著差异。

绿证方面，在2023年以前，有补贴项目绿证因对应电价补贴高，价格较高（风电补贴绿证均价约193元，光伏高达650元）；无补贴绿证价格相对低廉，2021年均价约50元/张。2023年上半年风电、光伏平价绿证均价约42元/张。

截至2025年中，绿证价格相较2024年已出现明显上涨趋势，显示出市场对绿色电力环境属性价值的重新评估。自2024年起，随着绿电消费要求纳入更多政策考核场景，以及“双碳”背景下企业自愿采购活跃度上升，绿证价格逐步摆脱长期低位运行状态。2025年上半年，主流风电、光伏绿证市场报价普遍提，部分具备品牌价值或项目示范属性的绿证价格进一步走高。

政策层面，监管机构已明确提出将推动构建绿证价格指数、履约激励机制和与碳市场联动的交易体系，引导绿证价格更真实、合理地体现绿色电力的环境价值和减排效益。未来，绿证有望由“象征性凭证”加速向“环境权益资产”转变。

交易量与供需结构： 全国自愿减排交易市场自2024年初启动以来，参与交易积极。供给端，截至2024年7月15日，累计签发CCER约7.8亿吨，累计成交量4.72亿吨CO，成交额约70.92亿元。

存量CCER绝大部分来自2017年前备案的项目，当前新项目减排量尚在逐步产生。需求端，根据全国碳市场5%抵销比例测算，全国CCER每年潜在履约需求可达约2.5亿吨。

然而在暂停多年后短期内供给偏紧，不少存量CCER已用于各试点和全国碳市首个履约周期（约已有6000万吨用于抵销履约，其中全国碳市第一个履约周期使用了3400万吨CCER抵销）。

由此推升市场对CCER的预期需求，重启消息推动价格上扬，同时也促使生态环境部加快方法学发布以扩充供应。相比之下，绿证市场供应极其充裕且长期偏剩余。

截至2024年底全国已核发绿证49.55亿张，其中可交易绿证33.79亿张。

然而需求端也在政策驱动下大幅提升：2024年全国绿证交易量达4.46亿张，较上一年翻了两番。其中2.77亿张通过绿证平台单独交易（多为跨省绿电交易中证书跨区域流转），另有1.69亿张随绿色电力交易一并交易（主要在省内消纳）。

2024年尽管交易量猛增，但相较巨大的核发基数，绿证总体供过于求导致行情疲软，这也是价格走低的直接原因。

进入2025年，随着政策端对绿电消费真实性审核加强，绿电履约纳入政府采购、企业ESG披露、零碳园区评估等多个应用场景，市场需求开始结构性回暖。部分省级平台探索价格引导机制与履约信用挂钩机制，推动绿证从“配套凭证”向“环境价值资产”加速转变。

2.2 市场参与度与流动性

CCER市场由于专业性和准入门槛较高，目前开户主体主要为重点排放企业、项目业主、碳资产机构等。2024年上半年，全国自愿减排注册登记系统和交易系统开户仅约4,582家。交易以场内撮合和场外协议为主，流动性相对有限但逐步提升。

绿证市场参与主体则十分广泛。2024年参与绿证交易的用能单位约5.9万家，同比增加2.5倍，覆盖全国所有省区市（含港澳台），其中京津冀、长三角、粤港澳等经济区域购买量占全国一半以上。

不少政府机关、公共机构、乃至个人用户也加入认购行列，当年居民自行购买绿证就达到近118万张。可以说绿证交易的普及度和社会认知度在迅速提高。

在市场活跃度方面，CCER因可在二级市场流通，吸引了一定投机和金融交易者关注，成交价格信息透明度和规范性有待提高，但也催生了碳远期等衍生交易尝试。

绿证交易目前严格依托官方平台，交易规则清晰简单，认购流程便利，企业开户即可线上购买，操作成本更低。不过绿证因不设转售机制，缺乏金融套利空间，流通性仅体现为一次性的直接交易，无法循环交易。

综合而言，绿证市场偏“实物消费”属性，覆盖主体更广泛；CCER市场更像“金融资产”市场，参与者相对专业，交易笔数和频率不高。两者的这种差异也反映出各自在运行机制上的特点。

企业参与模式与行业影响

3.1 高耗能与工业企业

 高耗能产业（钢铁、有色、建材、石化、化工等）往往是碳排放大户和电力消费大户，这些行业目前逐步被纳入全国碳排放权交易体系，面临强制减排约束。

对于这些企业，CCER主要作为碳市场履约的成本优化工具——可使用不超过5%的CCER抵销配额清缴，提高履约灵活性。业内估算全国碳市初期每年CCER理论需求约2.5亿吨即源于此。

这些企业在选择策略上，会优先考虑通过CCER来弥补自身难以减掉的那部分排放，前提是CCER价格低于碳配额价格、且来源合规。

随着CCER重启，不少钢铁、有色企业已关注林业碳汇、余热利用等项目，期望开发或购买CCER以降低未来履约成本。同时，高耗能行业也开始关注绿证机制带来的绿色用电考核压力。

2025年发布的《绿证高质量发展意见》明确提出对钢铁、有色、建材、化工等重点用能企业设置绿色电力消费比例目标：到2030年这些行业企业绿电消费比重原则上不低于全国平均可再生电力消纳权重水平。

近期，国家正式将钢铁、水泥、多晶硅等重点用能行业以及国家枢纽节点新建数据中心纳入绿色电力消费目标体系。根据《发改办能源〔2025〕669号》通知，除数据中心暂不考核外，其余行业需通过购买绿证等方式完成绿电消费核算。

各地对上述行业设定的绿电消费比例普遍在25%至70%之间，其中枢纽型数据中心要求更高，绿电比例不得低于80%。

这意味着大型工业企业除减碳外，还需逐步提升用电中可再生能源的占比，预计将通过购买绿证或直接采购绿电的方式实现。这一要求将把原本对绿证兴趣不大的传统制造业也纳入绿证市场需求侧，形成强制消费的新动力。

因此，高耗能企业未来在两个机制中的参与将“双线并举”：一方面在碳交易中用足CCER抵销比例，另一方面在能源消费上增加绿证认购，借以满足政策合规和国际市场低碳要求。

3.2 能源企业（电力及化石能源）

电力企业在两个机制中扮演供给者和消费者的双重角色。作为可再生能源项目业主，发电公司是绿证的主要供应方，通过出售绿证获取额外收益，用以弥补新能源无补贴平价上网的收益缺口。

例如风电、光伏发电企业出售一张无补贴绿证可获约30-40元收入（2023年水平），相当于每度电0.03-0.05元的“绿色溢价”。这对项目盈利起到一定补充作用，有利于调动新能源投资积极性。

但同时政策要求，新能源项目不可重复获利：享受国家补贴的电站出售绿证则须放弃相应电量的电价补贴；而对于新并网海上风电、光热发电等高成本项目，则在过渡期内只能择一申请CCER或核发绿证。

一些深远海海上风电项目由于投资巨大、额外性强，可能倾向选择申请CCER来获得碳减排收益，而非绿证。例如2023年首批重启的方法学中，就包括了海上风电和光热发电，这类项目被允许免除经济额外性论证从而更易获得CCER签发。

未来随着额外性标准调整，电力企业会在项目立项时权衡申请CCER还是绿证：对于盈利能力不足、需要碳收益支撑的项目，倾向走CCER路径；对于已无补贴但盈利尚可的平价项目，则直接通过绿证市场变现环境价值。

另一方面，传统化石能源企业（煤电、油气企业）本身也是大量排放者和用电者。这类企业在碳市场需要购买配额或CCER抵销，其减排成本压力较大。

因此不少能源企业积极布局林业碳汇、CCUS等CCER项目来源，以实现内部抵销。例如某大型电力央企在2024年自愿碳市启动首日就买入了5万吨风电和碳汇CCER，用于抵消其运营排放。

此外，石油化工企业也通过开发甲烷利用、节能技改类减排项目获得CCER收益，用于中和产品碳足迹。能源企业同样面临转型要求，国家已鼓励央企、国企率先购买绿证、使用绿电，稳步提升绿电消费比例。

2025年，多个电网区域的绿电交易量持续增长，主要受央企、国企履行绿色电力消费责任的推动。为满足可再生能源消纳配额要求，大型能源类企业成为市场中同时具有“双重角色”的主体：

一方面作为供应方，持续释放绿证和部分CCER至市场；另一方面又作为需求方，主动采购绿证以履行绿电消费指标，或购买CCER用于抵销自身碳排放。

这一趋势表明，在“绿电+碳市场”双机制下，能源企业正逐步形成“两手抓、双履约”的运营格局，成为推动绿证与CCER市场活跃、联动发展的关键力量。

3.3 数据中心与新兴行业

 数据中心作为高耗能的新业态，近年来被监管部门要求提高可再生电力使用比例。

《关于促进绿证市场高质量发展的意见》明确提出，国家枢纽节点的新建大型数据中心绿色电力消费比例需达到80%以上，并进一步提升。

这实际上将数据中心几乎全部用电都要求来自可再生能源，意味着数据中心将成为绿证和绿电交易的活跃买家。

一些互联网和科技企业已加入RE100倡议，承诺100%使用可再生电力，其在华的数据中心通过直接签订绿电购电协议或购买绿证来满足能源供应。

例如，贵州、内蒙古等地的大型数据中心基地纷纷对接风电光伏基地供电，并通过绿证认证其电力来源。

数据中心本身碳排放主要来自电力间接排放（Scope 2），因此绿证是比CCER更直接的选择。许多科技公司并不满足于购买减排量去抵消，而更倾向于直接使用绿电实现“零碳电力”，这符合其国际品牌和ESG承诺。

当然，若数据中心运营方进一步追求碳中和，还会对无法避免的剩余排放（如备用柴油发电、设备冷媒泄漏等）采购CCER来抵消。

但总体来看，绿证/绿电是数据中心减碳的首选路径，这也解释了为何政策将数据中心列为强制绿电消费的重点行业。

除了数据中心，其他高新技术产业、外资出口型企业对于绿证机制的参与度也明显提高：沿海制造业基地出现了企业因供应链碳要求主动采购绿证的趋势。

例如江苏苏州多家工业企业大量买入绿电绿证，就是为了满足海外客户的绿色采购标准，以及应对欧盟碳关税的影响。跨国公司及其供应商如今普遍将持有绿证视为产品进入国际市场的加分项。

这些行业对于CCER的兴趣则相对集中在抵消其物流运输、工艺过程等无法通过绿电解决的排放部分，以及用于对外宣示“碳中和”的需要。

总体来说，不同行业对CCER与绿证的适用偏好体现出规律：电力消费占比高、间接排放为主的行业（数据中心、电子制造等）更倾向于通过绿证实现绿色用电；过程排放和直接排放比重大的行业（钢铁、化工等传统行业）更依赖CCER等减排量抵消；而兼具用电和直接排放的综合型企业（如石化、矿业）需要CCER和绿证“双管齐下”，以达到降碳与增供可再生电力的协同目标。

国际接轨与跨境交易机会

4.1  国际认可度

 我国的CCER和绿证机制正逐步寻求与国际标准对接，以增强全球认可度。

CCER方面，在国际民航组织CORSIA机制的试点阶段（2021-2023年），CCER曾被纳入合格碳抵消信用的选项之一。这意味着参与CORSIA的航空运营商可以购买CCER来抵消国际航班增长的排放。

这是我国自愿减排量首次在全球履约机制中获得承认，对于提升CCER国际地位具有重要意义。未来在《巴黎协定》框架下，我国有可能通过“国际减排交易”（Article 6机制）将部分CCER转化为可跨境交易的减排单位（ITMO），用于支持其它国家的气候目标。不过这涉及国家自主贡献核算和对应调整等复杂问题，尚在研究中。

绿证方面，国际接轨主要体现在与全球可再生能源证书标准（如I-REC、欧盟Guarantee of Origin）和企业采购机制的互认。

我国绿证被设计为与国际通行做法一致的可再生电力属性凭证，每张代表1MWh的环境价值。RE100等国际倡议对于各国绿色电力证书有技术标准审核。

早在2020年，RE100/CDP组织就评估过我国绿证的技术符合性，认为我国绿证在很大程度上满足RE100标准，但需确保环境属性的排他性和证书有效期等细节。

对此，我国近年采取了相应改进措施：明确绿证是环境属性的唯一权利证明，杜绝同一电量重复核算，并在新规则中为绿证设定了2年的有效期。这些举措使我国绿证今年被RE100认可。

目前国家能源局积极推进绿证国际双边/多边互认，已将绿证纳入政府间气候合作议题，通过与欧洲等交流强调中方绿证制度的权威性和唯一性。

同时支持国内外行业组织、研究机构合作，参与国际可再生能源证书标准制定，我国在国际追踪标准组织框架下牵头制定了部分绿证标准草案，取得突破性进展。

种种努力旨在提高我国绿证的国际公信力，便利外国企业在华使用中国绿证满足其全球可再生能源采购承诺。例如，2025年国务院发布文件，明确齐齐支持外商投资企业多次参与我国绿证交易和省陆绿色电力交易，这是在国家开放政策层面为跨国公司使用中国绿证进行全球持续进行绿色资源统计的重要背书。

可以预见，随着绿证体系完善和国际宣传加强，未来RE100成员企业有望正式将我国国家绿证计入其可再生电力消费量（目前部分企业不得已购买I-REC，我国正争取改变这种情况)。

4.2  跨境交易与合作

 CCER和绿证的跨境交易目前仍处于探索阶段，但潜力逐步显现。对于CCER，一种思路是利用港交所等离岸市场，吸引境外资本参与我国自愿碳市场交易。一些香港机构已经对CCER市场启动表现出兴趣。

如果监管允许，CCER可以通过认证机构转化为国际自愿碳标准（如Verra或Gold Standard）的信用，卖给海外买家用于自愿碳中和。

这要求符合《巴黎协定》下的双边协议并进行对应排放调整，以防双重计算。

我国也可在“一带一路”合作中，与东南亚等国开展碳市场链接试点，以CCER为基础互认减排量。

对于绿证，跨境交易更多体现为绿色电力机制向国际化迈进跨境流动和产能合作。2024年我国印发政策支持跨区域绿电供应，一些省份开始将富余可再生电力通过绿证和电力打捆外送消费。

若未来区域电网互联，比如东亚电力联网，我国绿证有机会与周边国家的可再生能源证书兑换。更现实的是服务出口产品碳足迹。

企业可以购买我国绿证，声明其出口到欧美产品使用了清洁电力，从而在碳标签上获益。虽然欧盟CBAM不承认证书抵消电力排放，但在供应链合作和市场营销层面，持有绿证的产品更具绿色形象，可能享受海外消费者青睐。

我国政府也鼓励成立国际性的绿色电力消费倡议组织，提高绿证在跨国用能企业中的覆盖面和影响力。这或将促成一种自愿性的国际绿电市场，让外企在华或周边购买我国绿证来抵消其全球运营的电力排放增长。

同样值得关注的是，全球碳市场正在分化为强制减排和自愿减排两个层次，我国的全国碳市场和自愿减排市场可以通过CORSIA等桥梁连接国外市场主体。

例如CORSIA下外国航司或国内航司都可买CCER；再比如未来某些国际组织的气候项目也可能采购CCER来支持我国外的气候资金流动。

总之，在RE100、CORSIA、《巴黎协定》等框架推动下，我国CCER与绿证正从国内机制向国际化迈进前者着眼于成为国际碳信用的一部分，后者争取成为国际绿色电力消费体系的组成。

虽然当前仍有体制壁垒和认可度挑战，但随着标准衔接和政策协商深入，跨境交易机会将不断涌现，为我国碳市场和可再生能源市场带来新的增量空间。

协同推进的挑战与潜在路径

5.1  避免双重计算与明确边界

 当前CCER与绿证最大的协同挑战在于环境权益的重叠和重复计算。一个可再生能源项目既产生绿色电力又带来减排量，如果不加区分地参与两个市场，可能导致同一减排收益被出售两次。为此监管部门已明确项目需“二选一”，并设立两年过渡期妥善衔接。但过渡期后如何永久划定两者边界仍需明确指引。

例如，风电、光伏等平价项目未来是否完全禁止开发CCER？深远海风电过渡期后走向何方？这些都有待政策进一步细化。在协同推进中，一条潜在路径是按照“额外性强度”划定：高额外性的前沿项目（如新技术可再生能源、碳汇等）允许进入CCER市场，而常规可再生能源项目则统一通过绿证获益。

这样既保障了新能源项目都有收益渠道，又避免重复。信息共享机制也要加强，建立统一的环境权益注册登记，确保一个项目的电量若申领了绿证，就自动标注不可再开发CCER，反之亦然。这一“一库两证”联动的管理模式将是协同发展的基础。

5.2  市场供需失衡问题

绿证市场目前供过于求、环境价值难以体现，而CCER市场则可能出现供给不足、价格波动大的情况。

两者的不协调会削弱协同减碳效果。潜在的解决路径在于同步刺激绿证需求和扩大CCER供给。

一方面，通过强制配额、考核纳入等手段提升绿证需求，如对高耗能企业设定强制绿电消费比例（2030年不低于全国平均）、将购买绿证情况纳入上市公司ESG评价等。

同时鼓励央企国企、公共部门主动认购，以行政推动弥补自愿市场的不足。此外引入价格引导机制，建立绿证价格指数和指导价区间，避免价格过低打击发电企业积极性。

另一方面，加快CCER方法学审批和项目储备，特别是拓展更多非可再生能源类项目（工业减排、农业减排等）进入自愿减排市场，以增加供应。

对于短期内供给缺口，监管可考虑从国际市场购买减排量予以补充（如购买部分海外核证减排量转化为国内CCER用于履约），从而平抑价格。

同时建设透明的交易信息披露机制，防范过度炒作。只有当绿证和CCER两个市场都各自健康稳定，其协同互补作用才能充分发挥。

5.3   企业参与积极性与统筹策略

协同推进还需解决企业“一头雾水”或投机套利的问题。一些企业可能对两个机制的选择犯难：究竟是买绿证宣称绿电好，还是买CCER说碳中和？抑或两者都买？针对这种情况，政府应出台指导性策略。

例如，明确企业温室气体盘查报告中，范围2减排应主要通过购买绿电/绿证来实现，而范围1和无法电气化的排放才通过购买CCER抵消。这种指引将帮助企业厘清两套工具各自的作用。

另外，要警惕企业过度依赖补偿机制不去自身减排。未来应逐步提高碳市场履约中CCER抵销的门槛或费用，确保控排企业优先考虑直接减排，然后才是购买CCER。

同样地，绿证强制比例应随着可再生能源发展不断上调，促使用能单位提高绿色电力消费，而非仅停留在证书交易层面。

只有确保企业将两种证书用在刀刃上，真正用于内部减碳转型，而非变成炒买炒卖的牟利工具，协同减排的潜力才能转化为实际成效。

5.4  国际规则衔接与竞争

欧美对于碳信用和绿电证书各有一套成熟体系，我国的CCER和绿证在国际上要获得广泛承认并非易事。

例如欧盟不认可绿证抵消产品碳足迹，这要求我国在多双边谈判中主动提出科学依据，探讨认可清洁电力消费的合理方式。

在自愿减排领域，我国需要参与制定统一的高质量碳信用准则，提升CCER的环境诚信度，使之在全球市场上具备竞争力。

所幸我国已在ISO等平台就绿证标准开展工作并取得突破，未来还应继续深度参与国际气候治理，将国内机制融入全球体系。

例如，可倡议建立亚洲绿色电力证书联盟，实现区域证书互通互认；在联合国层面推动全球航空海运减排接受各国国家减排量（包括CCER）作为抵消来源等。

这些努力属于战略层面的“走出去”，短期见效可能有限，但从长远看将为国内CCER和绿证创造更广阔的市场空间和影响力。

当前，我国的CCER与绿证体系作为“双碳”目标下两大创新机制，正走上协同发展的道路。

一者拓宽减排融资渠道，一者助力能源结构转型。通过政策完善和市场引导，两个机制的功能边界日渐清晰、互补优势逐步显现。

在克服了重复计算、供需失衡等挑战之后，CCER和绿证有望形成“一体两翼”的格局：共同服务于全国碳达峰碳中和目标，同时为企业提供全方位的绿色转型工具。