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电网企业应当加强电网建设，发展和应用智能电网、储能等技术，提高吸纳可再生能源电力的能力，支持太阳能、风能等新能源发电站与电网并网。
县级以上人民政府科学技术、市场监督管理等部门应当建立与绿色技术相关的成果转化、技术交易、知识产权运用和保护等制度，推进先进适用技术规模化应用。

不难发现，避免可再生能源发电类项目产生的减排贡献“双重获益”，成为协调CCER机制与绿电绿证制度的关键着眼点，也是进一步理顺两者实施边界的重要着力点。
CCER机制与绿证绿电制度之间的联系应该认识到，CCER机制与绿证绿电制度虽均有助于推动温室气体减排，但其政策目标存在明显差别。

将可再生能源电力消纳责任权重分解至重点用能单位。实行重点用能单位化石能源消费预算管理，超出预算部分通过购买绿电绿证进行抵消。(四)加大节能监察力度。
强化价格政策与产业政策、环保政策的协同，综合考虑能耗、环保绩效水平，完善高耗能行业阶梯电价制度。深化供热计量收费改革，有序推行两部制热价。(三)加强资金支持。

(三)探索实施项目碳评制度44.完善项目能效评估与管理机制。实施在建“两高一低”项目清单管理制度，依法依规按照行业能耗限额准入标准加强项目管理。
探索绿电绿证交易与重点用能单位用能预算管理相衔接，企业新增可再生能源电力消费量，不纳入企业年度用能预算考核范围。

难题之一：多类型电源定价难题新能源与化石能源发电成本特性差异巨大，多类型电源共同参与市场，如何有效定价是难题。
比如2020年8月，美国加州发生大规模停电事故，逾80万人用电受到影响;自俄乌冲突爆发以来，欧洲各国能源电力价格持续飙升，欧洲能源危机持续发酵。

二是推动电力行业控碳、减碳政策关联耦合、彼此配套，尤其是可再生能源相关政策。各省火电碳配额总量与可再生能源配额制总量目标要相匹配，确保能够合理执行。
绿证对可再生能源电力全覆盖后，要协调好可再生能源配额制、绿证交易和CCER交易之间的衔接关系，要避免重复激励和考核。

三是在新能源消纳方面，强制性可再生能源电力消纳政策与丰富的用电场景，能有力保障新能源消纳。
确保中国分布式可再生能源发电规模化高质量发展，基础是加快形成分布式可再生能源发电对地方经济、生态、社会发展的推动促进作用，关键是建立起分布式可再生能源发电与电力系统协调关系，核心是加强体制机制创新、技术创新和市场创新

大力争取新增外来清洁能源供应，进一步加大市外非化石能源电力的引入力度。建立建筑可再生能源综合利用量核算标准体系，量化各类建筑的可再生能源应用要求，建立配套的设计与验收管理体系。
三、强化大气污染防治与碳减排协同增效（一）能源领域减污降碳协同增效1. 大力发展非化石能源坚持市内、市外并举，落实完成国家下达的可再生能源电力消纳责任权重，推动可再生能源项目有序开发建设。

到2030年，风电装机规模力争达到2450万千瓦，光伏装机达到5000万千瓦，可再生能源电力消纳比重提高到40%以上，非水可再生能源电力消纳比重提高到35.2%以上。大力发展新能源。
到2030年，风电装机规模力争达到2450万千瓦，光伏装机达到5000万千瓦，可再生能源电力消纳比重提高到40%以上，非水可再生能源电力消纳比重提高到35.2%以上。

强化污染源头控制，严格实施批项目、核总量制度，继续实行建设项目主要污染物排放总量指标等量或倍量替代，控制污染物排放新增量，推进主要污染物总量控制制度与环评和排污许可制的有机衔接。
持续推广余热资源共享模式的创新与实践。持续推进清洁生产，开展绿色制造和绿色工厂建设。推广智慧节能技术、先进绿色制造工艺技术装备，推进节能环保产业发展。