一是进一步明确可再生能源电力消纳与绿证交易的衔接机制。目前仍有大量跨年度的存量绿证尚未交易，而可再生能源电力消纳责任权重是按年度考核的，市场主体能否交易跨年度的绿证来抵消当年的消纳量尚未明确。此外，目前不同省份、不同类型可再生能源发电企业的绿证价格存在较大差异，有些低至129元，有些高达873元，未来承担消纳责任权重的市场主体如何购买绿证，采用双边交易还是集中竞价交易等问题也需进一步明确。相关机制设计过程中如何确保绿证价格处于一个合理区间，平衡好可再生能源发电企业和消纳责任主体之间的利益，还需要相关机构加强研究。

　　二是进一步加强灵活性资源和配套电网的统筹规划。省级行政区域消纳责任权重的确定与本区域内的可再生能源发电量以及输送通道的能力密切相关，各省在大力开发可再生能源项目的同时，应协调好好配套电网送出工程的建设。此外，应充分重视系统灵活资源的重要性，通过火电机组灵活性改造、增加燃气电站等方式，共同提升本地区的可再生能源消纳能力。

　　三是进一步丰富电力交易品种、完善电力市场建设。除了少部分具有自发自用能力的电力用户外，市场主体完成消纳任务的主要手段就是通过电力市场购入可再生能源电力。但是，目前在部分省级电力交易市场中，考虑到火电占比较高、系统安全运行压力等多方面因素，售电公司或经营性电力用户尚无法通过市场化手段直接购买可再生能源电力。尽管目前的消纳机制中，电网企业可以将剩余的保障性收购可再生能源电量无偿分配给其他市场主体。但从长远考虑，应逐步完善电力市场交易机制，丰富交易品种，发挥消费端市场主体的消纳能力，利用市场化手段提高可再生能源利用率。