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对于这一问题的答案，其实国家能源局早在9月23日就曾经给过答复，按照能源局的说法：可再生能源电价附加实行收支两条线管理，电网企业将可再生能源电价附加通过税务总局上缴至中央财政，财政部定期将可再生能源电价附加补助资金拨付至国家电网公司、南方电网公司和独立电网所在省财政部门，并顺序下达补贴清单内项目公司。
通俗点解释，就是如果您的可再生能源项目，包括光伏和风电等，如果符合国家补贴标准，您可以咨询当地电网和财政部门，询问具体发放时间和发放标准。
此外，在9月23日的答复函中，国家能源局还就“可再生能源电价附加、平价上网、可再生能源消纳、绿证交易”等方面的问题给予了答复。
您提出的关于解决光伏发电补贴拖欠问题的建议收悉，现答复如下：
近年来，我国光伏发电产业得到了快速发展。截至2019年底，全国光伏发电并网装机规模达2.05亿千瓦，连续五年居世界首位，光伏行业市场竞争力显著提升，有力促进了能源绿色转型发展。但是，我国光伏发电产业发展面临的补贴资金缺口问题也越来越突出，影响了我国光伏发电产业健康发展。为促进光伏发电等可再生能源高效利用，加快解决可再生能源补贴资金缺口问题，我们赞同您提出的相关建议。
一、关于将补贴直接加在风电、光伏发电等可再生能源电价中，确保可再生能源补贴及时发放的建议
中央财政一直积极支持可再生能源发电。可再生能源电价附加实行收支两条线管理，电网企业将可再生能源电价附加通过税务总局上缴至中央财政，财政部定期将可再生能源电价附加补助资金拨付至国家电网公司、南方电网公司和独立电网所在省财政部门，并顺序下达补贴清单内项目公司。目前，由于可再生能源发电补贴资金缺口较大，造成部分企业资金不能及时到位。为解决可再生能源电价附加收支缺口问题，财政部、国家发展改革委、国家能源局等部门积极采取了相关措施。
一是多次提高可再生能源电价附加征收标准。在2006年7月、2008年7月、2009年11月、2011年12月、2013年9月、2015年12月6次电价调整中，分别规定可再生能源电价附加征收标准为每千瓦时0.1分、0.2分、0.4分、0.8分、1.5分、1.9分，补贴标准逐步提高。
二是积极推进风电、光伏发电无补贴平价上网，减轻补贴资金压力。2019年，印发《关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号），明确自2021年1月1日起，新核准的陆上风电项目全面实现平价上网，新核准的集中式陆上风电项目上网电价全部通过竞争方式确定。《关于2020年光伏发电上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2020〕0511号）明确，纳入国家财政补贴范围的集中式光伏电站分资源区核定指导价，新增集中式光伏电站原则上通过市场竞争方式确定上网电价，不得超过所在资源区指导价；纳入财政补贴规模，采用“自发自用、余量上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，全发电量补贴标准为每千瓦时0.05元。采用“全额上网”模式的工商业分布式光伏发电项目，按所在资源区集中式光伏电站指导价执行；纳入财政补贴规模的户用分布式光伏全发电量补贴标准为每千瓦时0.08元。我们将根据光伏发电行业技术进步、成本下降情况，有序推进平价上网。
三是对可再生能源发电补贴机制进行调整。2020年1月，财政部、国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4号），同时修订了《可再生能源电价附加资金管理办法》。一是将“敞口补贴”调整为“以收定支”，以新增补贴收入决定新增补贴项目规模，并通过竞争性方式配置新增项目，力争做到新增项目不新欠，不形成新的资金缺口。二是将“目录制管理”调整为“电网企业定期发布”，由电网企业依法依规发布享受补贴项目清单，加速补贴项目确权，为发电企业融资提供了便利。
下一步，我们将积极研究缓解可再生能源发电补贴缺口的政策措施，通过多种方式解决存量项目补贴资金拖欠问题，如提高自备电厂政府性基金征收率，完善补贴发放程序，按照可再生能源发展规划合理优化新增可再生能源发电项目规模，完善可再生能源电力消纳保障机制及绿色电力证书交易机制，推动风电、光伏发电等新能源通过参与市场化交易形成上网电价等，不断完善政策机制，促进产业持续健康发展。
二、关于按照《可再生能源法》规定，对可再生能源发电实行全额保障性收购的建议
近年来，国家发展改革委、国家能源局不断建立完善优先发电配套政策，保障可再生能源优先上网和消纳。2016年，国家发展改革委、国家能源局印发了可再生能源全额保障性收购管理办法及相关的实施细则，核定了重点区域风电、光伏发电保障收购利用小时数，明确了相关政策措施和监管机制。2019年5月，印发了《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号），进一步明确了各省（区、市）“十三五”时期应消纳的可再生能源消费占比责任权重，并建立了相应的监测评价和考核机制，消纳保障机制自2020年起正式实施。2020年5月，印发了《关于印发各省级行政区域2020年可再生能源电力消纳责任权重的通知》（发改能源﹝2020﹞767号），明确提出2020年各省（区、市）可再生能源电力总量和非水电消纳责任权重考核指标。
下一步，我们将认真组织有关方面做好可再生能源电力消纳保障机制的考核评价工作，并探索通过市场化方式扩大可再生能源消纳，确保可再生能源优先消纳利用。同时，我们高度重视建立可再生能源电力消纳制度，将其作为《能源法》制定过程中重点研究的内容，拟通过立法形式，建立可再生能源电力消纳保障制度。
三、关于充分挖掘可再生能源的绿色属性，对于现有的绿证市场尽快启动强制配额交易的建议
近年来，为促进各省级行政区域优先消纳利用可再生能源，推动建立可再生能源消费引领的长效发展机制，我们高度重视并积极推动可再生能源电力消纳保障机制和绿色电力证书交易制度建设工作。《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号），明确了建立可再生能源电力消纳保障机制与绿证市场的衔接机制，市场主体除实际消纳可再生能源电量外，可选择通过消纳量转让和自愿认购绿证两种方式完成消纳责任权重。
我们赞同您提出的关于推进“绿证”强制配额交易制度的建议。一方面通过绿证交易可以体现可再生能源发电价值，另一方面通过绿证交易，能为发电企业带来收益，减轻补贴压力。可再生能源电力消纳保障机制是未来风电、光伏发电全面平价上网条件下、市场化条件下保障可再生能源持续健康发展的重要基础性制度，我们高度重视并加快推进落实。目前，我们正在加快组织开展建设覆盖全国的绿色电力证书和可再生能源电力超额消纳量市场化交易技术支持体系，实现对各类承担消纳责任的市场主体落实可再生能源电力消纳责任权重的监测核算与考核评估。
下一步，我们将持续完善可再生能源电力消纳保障机制下的绿色电力证书交易制度，进一步扩大绿色电力证书市场规模和交易范围，进一步确保两者的有序衔接，为促进可再生能源消纳机制下的绿证交易提供制度保障，促进可再生能源产业健康可持续发展。
四、关于尽快出台《温室气体自愿减排管理办法》的建议
我们赞同您提出的尽快出台《温室气体自愿减排管理办法》，让可再生能源项目能早日进行中国核证减排量（CCER）申报、签发等建议。
2012年6月，我国建立了温室气体自愿减排交易机制。我国7个试点碳市场均在碳配额交易市场的基础上建立抵消机制，重点排放单位可使用一定比例和特定要求的国家核证自愿减排量抵消其碳排放量。全国碳排放权交易市场也将建立抵消机制，纳入国家核证自愿减排量。
在实践中，温室气体自愿减排交易对完善碳排放交易机制，促进风电、水电、光伏等可再生能源项目发展，支持大型活动碳中和等方面工作起到积极作用。温室气体自愿减排交易机制共备案了200个减排方法学，9个交易机构，12个审定与核证机构，1315个减排项目，以及454批次约7800万吨项目减排量。截至2019年底，国家核证减排量累计成交量约2.07亿吨二氧化碳当量，成交额约16.4亿元。备案的7800万吨减排量中，有约1980万吨用于试点碳市场的抵消履约，约54万吨自愿注销帮助企业履行社会责任，其余由项目业主等继续持有。
2017年3月，为进一步完善和规范温室气体自愿减排交易，促进绿色低碳发展，按照简政放权、放管结合、优化服务的要求，国家发展改革委暂缓受理了温室气体自愿减排交易方法学、项目、减排量、审定与核证机构、交易机构备案申请。待《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》修订完成并发布后，将依据新办法受理相关申请。暂缓受理期间，不影响已备案的温室气体自愿减排项目和减排量在国家登记簿登记，也不影响已备案的“核证自愿减排量（CCER）”参与交易。
下一步，我们将推动《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》的修订出台并及早恢复相关事项的受理。
感谢您对国家能源工作的关心和理解，希望今后能得到您更多的支持和指导。
国家能源局
2020年9月23日
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