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2019年1月，国家发改委、国家能源局印发《关于规范优先发电优先购电计划管理》的通知，文件提出在清洁能源资源利用保障方面，纳入规划的风能、太阳能发电，在消纳不受限地区按照资源条件对应的发电量全额安排计划；在消纳受限地区，按照全额保障性收购要求，结合当地实际安排计划，研究制定合理的解决措施，确保优先发电计划小时数逐年增加到合理水平。
2019年8月，国家发改委、国家能源局发布《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，文件提出电力现货市场价格形成机制设计应避免增加市场主体间的交叉补贴。
2019年8月，国家发改委、国家能源局发布《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，文件提出各类跨省跨区中长期优先发电合同和中长期市场化交易合同双方，均需提前约定交易曲线作为结算依据。
2019年8月，国家发改委、国家能源局发布《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，文件提出根据市场发育程度、市场主体成熟度和计量设施情况，电力现货市场中，可采用发电侧单边申报量价的方式，采用负荷预测曲线作为需求，用电侧作为市场价格接受者。
2019年8月，国家发改委、国家能源局发布《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》，文件提出原则上，电网阻塞断面多的地区，宜选择分散式电力市场模式起步；电网阻塞断面少且发电侧市场集中度高的地区，宜选择集中式电力市场模式起步。
2020年11月，国家发改委和国家能源局印发《关于做好
2021年电力中长期合同签订工作的通知》，文件明确各地原则上要按月以双边协商、集中交易等方式组织开展合同转让交易，并逐步缩短交易周期、增加交易频次，为市场主体调整合同电量及负荷曲线提供市场化手段。
2020年6月,国家发改委、国家能源局印发《电力中长期交易基本规则》,规则所称电能量交易包括集中交易和双边协商交易两种方式。其中集中交易包括集中竞价交易、滚动撮合交易和挂牌交易三种形式。
2022年，对原执行峰谷价格政策的市场购电用户，输配电价按照规定的峰谷时段、峰谷比价执行。
2022年，进入市场的燃煤、燃气电厂仍然安排基数电量。
2022年5月24日，国家发展改革委、国家能源局印发《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》（发改办运行〔2022〕475号），规定独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
