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推进分布式光伏建设。根据“宜建尽建”的原则，实施公共机构、公共设施、国有企业、园区、交通基础设施、城市建筑、乡村绿能工程，积极推动多场景分布式光伏开发与建设。在新建公共机构建筑及电力、污水处理等公共设施立项申请时明确分布式光伏建设要求，具备分布式光伏建设条件的新建公共机构和公共设施屋顶光伏项目覆盖率到2025年底达到100%，安装面积不小于屋顶可安装面积的40%；开展既有公共机构建筑和公共设施屋顶分布式光伏建设条件分析，具备建设条件的光伏项目覆盖率到2025年底达到100%，安装面积不小于屋顶可安装光伏面积的20%。积极发动园区既有物业业主开展分布式光伏建设，到2030年底既有物业光伏项目覆盖率不低于50%，
电网供电能力持续提升。广州电网位于广东500千伏主环网中心，是南方电网交直流混联运行、西电东送受端负荷中心，已基本形成了以500千伏变电站为中心、地区骨干电源为支撑的分区分片供电模式。截至2024年底，广州电网110千伏及以上变电站429座，其中500千伏变电站10座（含超高压输电公司运维3座），220千伏变电站82座、110千伏变电站337座，系统供电能力提升至2680万千瓦，用户年平均停电时间降至10分钟以内；通过25回500千伏交流线路与广东省主网直接相连；南方电网“十一直”西电东送大通道中4回直流落点广州，广州电网通过±500千伏天广直流与广西电网相连，最大可接受西电东送180万千瓦电力，通过±800千伏楚穗直流和±500千伏牛从直流（双回）与云南电网相连，最大可接受西电东送1140万千瓦电力。
本地电源规模不断扩大。本地电源供应保障能力持续增强，“十四五”以来投产花都热电、开发区东区“气代煤”、珠江LNG二期、黄埔天然气电厂4个燃气发电项目，燃气发电装机较“十三五”末增加一倍；生物质装机规模较“十三五”末增加1.4倍；光伏发电装机快速增长，成为广州电力装机新增长极。截至2024年底，全市电源总装机规模达到1533万千瓦，其中气电735万千瓦、煤电401万千瓦、水电20万千瓦、生物质发电93万千瓦、光伏发电284万千瓦。
电力供需互动逐步增强。电力需求持续增长，年供电量、售电量、全社会用电量均破千亿千瓦时，电网负荷稳居全国省会城市第一。2024年广州市全社会用电量1280.7亿千瓦时，最高瞬时用电负荷2455万千瓦，负荷、电量均为南方电网辖区各城市最高。电力需求侧响应能力持续增强，建成全市统一的虚拟电厂管理平台、新型需求侧管理平台、智慧出行管理平台“羊城充”。截至2024年底，广州电网负荷控制能力达到502万千瓦，超过最高瞬时用电负荷的20%；实现常态化需求响应能力176万千瓦，占最高瞬时用电负荷的7.2%。
应急保障电源体系逐步健全。按照极端状态下坚强局部电网具有孤岛运行能力、区域应急保障电源总规模不低于核心负荷需求等要求，构建包含1座500千伏抽水蓄能电站、7座110千伏及以上天然气电厂和1座110千伏水电站在内的“1+7+1”本地应急保障电源体系，电源总装机与重要电力用户全部负荷需求的比值达到271%。推动新增投产机组按需配备黑启动或FCB功能，具备黑启动或FCB功能的本地保障电源比例已达到47%。
天然气供应和储备调节能力不断增强。建成投产西气东输广州分输压气站、花都珊瑚城市燃气门站等天然气基础设施，城市燃气门站增至7座，全市已形成大鹏LNG管线、省管网鳌头至增城干线、西气东输二线广南支干线及广州LNG应急调峰气源站等多层级高压天然气气源供应格局。高压燃气管网最高运营压力由原3.8兆帕提高至4.5兆帕，输配能力提高18%，为华电增城、粤电花都、恒运东区等电源项目供气。天然气应急储备能力建设取得重大突破，建成投产广州LNG应急调峰气源站，新增本地液化天然气储备能力32万立方米，为发展天然气发电提供基础。
能源电力安全影响因素明显增多，电力供应保障面临新挑战。在发电方面，受国际地缘政治等因素影响，近年来能源市场量价波动明显，发电用煤、发电用气等一次能源供应保障难度大，特别是天然气价格阶段性高企，对本地燃气电厂顶峰发电作用影响较大。在跨区域电力调度方面，西电东送是广东地区特别是广州等珠三角城市电力供应的重要组成，随着送端省份经济持续发展、自身负荷需求不断增长，送端省份在电力供需形势整体偏紧、部分时段存在供应缺口时，向广东地区的送电积极性下降；近年来西南省份主要流域来水持续大幅偏离规律，水电蓄能严重不足也造成西南水电出力大减，在西南省份供需形势变化及来水偏枯等因素综合影响下，西电减送将渐成常态。综上，既要面对内外部环境变化带来的更大挑战，也要满足经济社会发展、碳达峰碳中和对高水平电力供应保障提出的更高要求。
城市发展带来土地空间等资源日益紧张，推进基础设施建设面临的难度不断增大。广州市消费的一次能源绝大部分需要从外部调入，是国家西电东送、西气东输、北煤南运的受端和消费侧，提升广州地区电力供应保障能力离不开大量的电力基础设施项目作为能力支撑。作为超大型城市，广州城镇化率水平较高，随着经济社会发展、城市不断充盈扩张，在推进重要跨区输电通道、市内电源、电网、变电站、天然气管网、天然气储备等基础设施建设过程中面临土地、规划等因素制约，建设难度增大的问题预计将持续存在。
能源领域新模式、新业态不断涌现，既为电力系统效率提升、配置优化带来机遇，也为保障电力供应安全提出更高要求。随着新一代信息技术、人工智能等与能源系统深度融合，车网互动、虚拟电厂、需求侧响应等一批能源领域新模式、新业态不断涌现，为电力系统实现源网荷储互动、多能互补协调、用能需求智能调控提供了更多手段。电源与电网的互动方式，大电网与配电网、微网的互动模式都将逐步实现从“量变”到“质变”的突破，虚拟电厂、负荷聚合商等一批新兴市场主体在优化电力资源配置上将发挥更大作用。在新模式、新业态的带动下，电力系统将加速向多市场主体互动的模式转变，既为电力系统进一步提高运行效率、优化资源配置带来机遇，也要求电力系统提高安全韧性以适应新模式、新业态的发展。
按“大干十二年、再造新广州”的经济社会发展用电需求，并考虑通信基站、算力设施、电动汽车等用电需求增长新动能，同时横向对比国内外典型城市用电水平，经多种方法分析综合预测，到2027年，预计全社会用电量增长到1600亿千瓦时，最高用电负荷增长到3000万千瓦；到2030年，预计全社会用电量增长到1950亿千瓦时，最高用电负荷增长到3600万千瓦；到2035年，预计全社会用电量增长到2280亿千瓦时，最高用电负荷增长到4300万千瓦。
以习新时代中国特色社会主义思想为指导，深入贯彻习关于国家能源安全的重要论述精神，认真落实党中央、国务院关于能源电力供应保障的决策部署和省委、省政府工作安排，遵循“四个革命、一个合作”能源安全新战略，立足广州超大型城市能源、电力输入型城市定位，强化顶层设计，统筹区内区外两种资源，提前布局谋划电力供应保障基础设施和上游资源，以底线思维、极限思维为经济社会高质量发展提供坚实可靠的电力供应保障。
加强对外联络通道建设。加快推进藏东南至粤港澳大湾区直流（藏粤直流，落点花都区500千伏花西站）建设，谋划布局藏东南澜沧江上游清洁能源基地送电南方电网直流（藏澜直流，藏桂粤/藏滇粤，拟落点南沙区500千伏万龙站），到2035年，新增省外“点对网”通道2个，新增省外电力1000万千瓦送电广州。提前布局谋划省内佛山、清远等周边城市至广州方向的“网对网”通道，配合省内送端电源建设进度加快“点对网”送电通道建设。到2035年，规划新增佛山市500千伏西江站至白云区500千伏北郊站、佛山市500千伏雄伟站至番禺区500千伏楚庭站（楚庭第二电源通道）省内“网对网”通道2个，新增外区电力550万千瓦送电广州；规划新增国能清远电厂二期至黄埔区500千伏科北站、台山铜鼓电厂至番禺区500千伏傍海站省内“点对网”通道2个，新增外区电力400万千瓦送电广州。
完善220千伏主网架。加强立体式构网理念，提升区域间的电力互供及抵御风险能力，形成以500千伏变电站为中心的9大供电片区。相邻供电区保持2回或以上220千伏线路联络，构建手拉手供电模式。到2035年前，形成定位明确、结构清晰、柔性互联、安全可控、运行方式相对灵活的220千伏主网架。以提升供电能力和供电安全性为出发点，探索利用220千伏多端柔直互联技术化解天河、黄埔等城市负荷中心供电难题，到2035年前，规划新增天河棠下、荔湾花地2个220千伏多端柔直互联工程，珠江南北供电片区通过多端柔直实现电力互济，提前储备500千伏林高、合庆等供电中心城区片网的柔直互联工程项目站址。
协同构建中低压配电网网架。加快解决配电网网架薄弱风险，加强供电质量问题源头治理，进一步提升配电网对分布式可再生能源接入的承载力，打造本质安全中低压配电网网架。实施乡村电网巩固提升工程，推动乡村电网数字化智能化升级，推进智能配电站、智能开关站、智能台架变项目建设，提高乡村电网配电自动化有效覆盖水平。助力“百千万工程”，保障现代化养殖等农业生产电气化需求，不断提高乡村电气化水平，到2027年，累计完成约100个新时代电气化村建设；到2030年、2035年，新时代电气化村建设进一步提高到150个、200个。
消除城中村配电网供电短板。加快城中村配电网改造升级，巩固健全“地方政府有力主导、供电企业深度参与、社会各方有效协同”的城中村供用电改造共建共治模式，针对城中村拆除新建、拆整结合、整治提升等不同改造方式，制定差异化改造策略，因地制宜、因村施策，补足城中村供电设施短板。到2027年，全市城中村区域供用电质量显著提升，完成全市100个城中村的整村供电改造；到2030年，基本消除城中村低压配电网各类用电问题，完成全市200个城中村的整村供电改造；到2035年，全面消除城中村低压配电网各类用电问题，完成全部城中村及城郊融合类村庄的供电改造。
夯实煤电兜底保障作用。增强煤电电源调节支撑能力，在“十三五”时期广州地区煤电机组均已完成“超洁净排放”改造的基础上，结合机组实际，推进存量煤电机组节能降耗、供热、灵活性“三改联动”改造升级工作。在确保电力供应安全前提下，2024年起安排增城中电荔新电厂2台煤电机组开展改造升级，持续做好南沙华润电厂“三改联动”改造工作，到2027年煤电机组清洁低碳灵活发电水平显著提升。优先保障现状煤电装机规模底线，按照广东省关于重点推进珠三角地区老旧煤电机组等容量技改的部署安排，力争2025年前开展位于南沙的珠江电厂2×600兆瓦级煤电环保替代项目，力争2027年前开展位于黄埔的广州恒运电厂升级改造项目。增强煤炭供应保障能力，推动珠电码头口岸正式开放，提升进口煤炭供应保障。
提升天然气发供电能力。推进在建的增城旺隆气电、恒运白云天然气发电、知识城恒运天然气发电等建设，新增燃气发电装机容量276万千瓦。及时协调解决电网、天然气管网工程建设中涉及的穿越保护区、征地、青赔等关键问题，确保电源项目配套送出工程、天然气管网工程同步投产。积极推进广东能源广州气电、从化气电、增城石滩热电、珠江LNG三期、广东粤华天然气发电扩建项目、粤电花都二期、白云东部天然气发电等一批燃气发电项目前期工作，做好新项目的储备。结合天然气扩大利用需求，强化气源供应保障、气源调入路径等方面研究、布局，扩大市域高压燃气主干管网覆盖面积，进一步提高上游长输管道向广州城市燃气交气压力，支撑天然气供应及应急储备需求。
推进分布式光伏建设。根据“宜建尽建”的原则，实施公共机构、公共设施、国有企业、园区、交通基础设施、城市建筑、乡村绿能工程，积极推动多场景分布式光伏开发与建设。在新建公共机构建筑及电力、污水处理等公共设施立项申请时明确分布式光伏建设要求，具备分布式光伏建设条件的新建公共机构和公共设施屋顶光伏项目覆盖率到2025年底达到100%，安装面积不小于屋顶可安装面积的40%；开展既有公共机构建筑和公共设施屋顶分布式光伏建设条件分析，具备建设条件的光伏项目覆盖率到2025年底达到100%，安装面积不小于屋顶可安装光伏面积的20%。积极发动园区既有物业业主开展分布式光伏建设，到2030年底既有物业光伏项目覆盖率不低于50%，新规划建设的各类园区要同步规划设计、配套建设分布式光伏项目，到2030年实现全覆盖。推进高速公路服务区、高铁站、城市轨道交通站场和车辆段、公交站场、港口码头、机场等交通运输场站安装光伏发电系统，因地制宜构建综合交通枢纽“分布式光伏+储能+微电网”系统，新建港口码头、物流枢纽实现光伏“能装尽装”。探索建筑光伏一体化建设及运营模式，开展建筑光伏一体化试点示范。到2027年，全市力争建成分布式光伏装机规模超过500万千瓦；到2030年，力争超过800万千瓦。
推动电源侧储能配置。推动火电合理配置新型储能，推进在建的开发区东区“气代煤”储能调频项目、展能电厂储能调频项目等建设，开展燃煤电厂抽汽储能示范，提升运行特性和整体效益。发挥储能平滑可再生能源出力、促进可再生能源消纳作用，结合广东省的部署安排，2025年后装机容量大于3万千瓦的光伏发电项目，鼓励按照不低于发电装机容量的10%、时长2小时配置新型储能，鼓励利用自然人及村集体权属等物业建设的光伏发电项目按需配置新型储能。
加快电网侧储能发展。在负荷密集接入、大规模新能源汇集、调峰调频困难和电压支撑能力不足的关键电网节点合理布局新型储能，充分发挥其调峰、调频、调压、事故备用、爬坡、黑启动等多种功能。在供电能力不足的电网末端合理布局电网侧新型储能，提供供电保障能力。在输电走廊资源和变电站站址资源紧张区域，如负荷中心地区、临时性负荷增加地区、阶段性供电可靠性需求提高地区等，支持电网侧新型储能建设，延缓或替代输变电设施升级改造，降低电网基础设施综合建设成本。发挥国家地方共建新型储能制造业创新中心作用，探索应用压缩空气、重力储能等多种
示范。支持用户侧储能发展。鼓励工商业用户运用电化学储能、冰蓄冷储能等多种新型储能技术减少高峰时段用电需求，结合广州用冷需求量大的特点发展区域综合智慧能源。依托分布式新能源、微电网等配置新型储能，提高用能质量，降低用能成本。针对工业园区、重点用能企业、数据中心、大型商业综合体等用电量大且供电可靠性高、电能质量要求高的电力用户，结合企业生产特点和负荷特性按需配置新型储能，支撑高品质用电，提高综合用能效率效益。
推进新型电力负荷管理系统建设。摸排全市变压器装机容量在500千伏安以上非居民楼宇建筑中央空调负荷资源，全面掌握大型写字楼、党政机关、商场超市、酒店等场所空调负荷资源情况，提高空调柔性负荷调控能力。推进电化学储能、充电桩、通信基站等有备用电源用电设备的负荷柔性控制。推动全市公共机构、国有企业、纳入节能监察用电企业优先完成柔性负荷改造并接入全市新型电力负荷管理系统。结合全市主要产业链企业生产特点、用能特性，考虑重点保障单位用能需求，将10千伏及以上高压电力用户全部纳入负荷管理范围，形成需求响应、有序用电和负荷控制的统一资源池。到2035年，接入新型电力负荷管理系统的负荷控制能力达860万千瓦，建立规模化车网互动和秒级可中断负荷资源池，建成国际领先的新型电力负荷管理示范体系。
开展车网互动示范。结合广州电力供需紧张区域和充电设施分布热点区域，合理规划布局充换电站。支持充电负荷规模化、常态化参与电力市场交易，鼓励V2G项目聚合参与电力现货、绿电交易以及储能容量租赁等市场。制定完善充换电设施智能化相关技术要求，推动V2G场景下的并网运行、双向计量、充放电安全防护等关键技术标准的制修订。探索与园区、楼宇、住宅等场景高效融合的V2G技术和模式，满足公共领域和私人车辆的V2G应用需求。鼓励引导充换电设施企业投建充换电旗舰站，升级海珠区琶洲海保超充站等行业内标杆示范站点。积极开展商业合作和服务模式创新，形成可复制、可推广的建设经验，积极争取国家车网互动规模化应用试点。
推广虚拟电厂模式。支持各类电力需求侧管理服务机构整合优化可调节负荷、分布式电源、新型储能等需求侧资源，以负荷聚合商或虚拟电厂等形式参与电力现货市场和电力辅助市场交易，创新用电服务模式，培育用电服务新业态。建立和完善需求侧资源与电力运行调节的衔接机制，逐步将需求侧资源以虚拟电厂等方式纳入电力平衡。依托全市统一的虚拟电厂管理平台，加快推动分布式光伏、用户侧储能、V2G等接入虚拟电厂管理平台集中管理。参考深圳、重庆等地经验做法，由广州市电力管理部门组织电网企业2025年内挂牌上线“广州市虚拟电厂”，形成意向可调节能力50万千瓦，其中通过能力校核并确定可调节能力20万千瓦。到2035年，建成超大规模城市电网虚拟电厂应用样板，培育一批虚拟电厂新型产业。
提升电源应急保障能力。优化本地保障电源布局，全市7大坚强局部电网每个至少接入1座本地保障电源，同时合理配置1-2台具备黑启动能力且容量足够的机组。推动展能电厂、白云气电、旺隆气电等落实黑启动或FCB功能配置要求，实施黑启动电源带负荷全路径的黑启动试验。结合珠江电厂、恒运电厂等升级改造，鼓励本地煤电机组具备孤岛运行能力和FCB功能。完善用户应急自备电源配置，加快推进重要用户配置不间断应急电源（UPS），协调推动一级及以上重要用户配置应急发电车快速接入装置。
系统，鼓励机关、医院、学校、体育场、图书馆、美术馆、污水处理厂、停车场等新建建筑，同时设计建设光伏发电系统。〔市发展改革局、市教育局、市财政局、市自然资源局、市住房城乡建设局、市文化广电旅游体育局、市卫生健康局、市国资委、市机关事务局，各县（市、区）人民政府（管委会）按职责分工负责〕（二）工业园区全覆盖。对广东阳江工业园、珠海（阳江万象）产业转移工业园、阳江阳春产业园区、阳江阳西产业园区、阳江高新技术产业开发区等各类园区全面实施绿色化改造，力争光伏覆盖率到2030年不低于50%。新规划建设的各类园区要同步规划、配套建设分布式光伏，力争新建厂房屋顶光伏覆盖率到2025年达到50%、2030年实现全覆盖。积极推动园区外具有开发条件的各类工商企业利用屋顶及周边已批建设用地配套建设光伏发电系统。〔各县（市、区）人民政府（管委会），市工业和信息化局、市商务局、市住房城乡建设局、市农业农村局、阳江供电局按职责分工负责〕
（五）加快农村分布式光伏建设。鼓励村民利用自建房屋顶、庭院等建设光伏设施，加强屋顶分布式光伏美化功能。按照“百千万工程”工作部署，结合发展新型农村集体经济、乡村建设、乡村旅游和农村人居环境整治、绿色农房建设、农房风貌管控提升等工作，鼓励整村、整镇推进农村分布式光伏建设，建立健全农村分布式光伏建设与发展新型农村集体经济互利共赢机制，助力乡村振兴。在符合国家用地政策要求前提下，探索利用农村道路及其他公共基础设施等建设光伏廊道。〔各县（市、区）人民政府（管委会），市农业农村局、市住房城乡建设局、市交通运输局、市发展改革局按职责分工负责〕
（一）鼓励因地制宜选择投资开发模式。现有的各类园区、工商企业厂房，按自愿原则整合屋顶资源，依法依规选择投资主体。对利用公共机构屋顶和公共设施建设光伏的，鼓励以县（市、区）为单位统筹资源，采取合法合规的投资方式，统一规划、设计、建设和运维。支持具备条件的镇村采取“公司＋镇村＋农户”等模式，统一规划设计、打包备案，开展整镇村分布式光伏开发建设；支持农村集体经济组织在尊重农民意愿前提下，以村集体物业设施、厂房屋顶等入股参与项目开发，增加集体收入；企业不得在农户不知情的情况下，利用农户信息贷款或变相贷款，不得向农户转嫁金融风险。〔各县（市、区）人民政府（管委会），市发展改革局、市工业和信息化局、市财政局、市农业农村局、市商务局、市机关事务局按职责分工负责〕
自发自用电量免收可再生能源电价附加、国家重大水利工程建设基金、大中型水库移民后期扶持基金等针对电量征收的政府性基金，分布式光伏项目不收取系统备用容量费和其他相关并网服务费。金融方面，引导金融机构用好货币政策工具，加大对分布式光伏开发的信贷支持。能耗方面，分布式光伏发电电量消费不纳入能源消耗总量和强度控制。〔各县（市、区）人民政府（管委会），市发展改革局、市财政局、阳江市税务局、中国人民银行阳江市分行、阳江供电局按职责分工负责〕（二）提升消纳能力。分布式光伏原则上就近消纳，鼓励各类园区和工商业企业光伏发电自发自用。优先支持在具备可接入容量的地区开发建设分布式光伏项目，对存在消纳困难的区域，分布式光伏项目可通过配建新型储能设施、实施汇集升压接入等措施解决接入能力和承载能力不足问题。对于装机容量大于3万千瓦的光伏发电项目，按照不低于发电装机容量10%、时长2小时配置新型储能。电网企业要根据区域负荷水平和分布式光伏发展节奏，适度超前谋划和加快配电网升级改造，以满足大规模分布式光伏接入需求。〔各县（市、区）人民政府（管委会），市发展改革局、阳江供电局按职责分工负责〕
（三）简化手续办理。严格落实分布式光伏项目备案管理制度，符合国民经济和社会发展总体规划、专项规划、区域规划、产业政策、市场准入标准、资源开发和能耗与环境管理等要求的，依法依规履行项目备案手续；落实国家关于个人利用自有住宅及在住宅区域内建设的分布式光伏发电项目由电网企业代为备案的工作要求。供电部门要优化分布式光伏项目报装通道，通过远程服务渠道、营业窗口或客户经理等渠道办理项目报装业务，精简报装资料，及时高效做好并网验收服务，切实提高分布式能源发电项目的并网效率。对在建筑物屋顶或已批国有建设用地范围内建设的分布式光伏项目，县级自然资源主管部门可结合地方实际，积极探索实施建设工程规划许可豁免。〔各县（市、区）人民政府（管委会），市发展改革局、市自然资源局、阳江供电局按职责分工负责〕
应用技术标准等，做好项目并网验收工作。落实项目依托建筑物及设施合法性等相关要求。〔各县（市、区）人民政府（管委会），市发展改革局、市工业和信息化局、市住房城乡建设局、阳江供电局按职责分工负责〕（二）落实全国统一大市场部署。坚持“公平、公开、公正”原则，不得强制要求项目配套产业，不得通过要求企业引入外资或缴纳高额保证金、投资合作保证金、项目开发建设履约保证金等方式干预全国统一大市场建设，不得强制企业采购地方制造产品。〔各县（市、区）人民政府（管委会），市发展改革局按职责分工负责〕
（三）强化安全监管。强化分布式光伏项目规划、选址、设计、施工、验收、并网、运维等全流程管理，坚持“先审批后建设”的原则，在项目备案时要做好消防设计、安全管理和质量管控事项的告知工作，消防设计应符合消防相关要求，不得影响疏散通道和消防设施的功效；加强对分布式光伏项目建筑结构、消防安全、电气安全、防汛防风、地质灾害等风险防范和隐患治理。分布式光伏项目应配套设置视频监控，分布式光伏项目总电源开关应统一设在出入口明显位置，并进行清晰标识，以便紧急情况时能应急操作处置，确保救援安全。〔各县（市、区）人民政府（管委会），市发展改革局、市自然资源局、市住房城乡建设局、市消防救援支队、阳江供电局及其他相关部门按职责分工负责〕
时，最高点不高于楼梯间屋面1.0米。（五）及时建档立卡。分布式光伏项目在并网后1个月之内应完成建档立卡工作，各县（市、区）能源主管部门要组织本行政区域内发电项目业主在国家可再生能源项目信息管理平台进行项目信息填报，并对项目信息进行初审。供电企业需负责提供本经营区域内可再生能源发电项目并网运行等相关信息，协助当地能源主管部门组织业主进行项目信息填报，并及时反馈新增并网发电项目有关信息。（市发展改革局，阳江供电局按职责分工负责）
