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日前，国家电监会、国家发展改革委、国家能源局共同发布《关于完善电力用户与发电企业直接交易试点工作有关问题的通知》。该直购电新规的出台正式为直购电开展划定门槛。
根据该新规，110千伏及以上的大工业用户可以参加直接购电。发电企业中，火电企业要在2004年以后投产、单机容量30万千瓦以上，水电企业单机容量要在10万千瓦以上。从这一规定来看，试点首先对水电企业有利，其次对单机容量较大的火电企业有利。
新规确定，大用户支付的购电价格，由直接交易价格、电网输配电价和政府性基金及附加三部分组成。至于电网输配电价，在独立的输配电价体系尚未建立的情况下，原则上按电网企业平均输配电价扣减电压等级差价后的标准执行。
分析师认为，受益的电力企业将有两类：一类是大型工业用户电量比重较大地区的地方电力企业，如广东、山东、江苏、浙江、云南、河南、河北、西北等地，因为从我国的用电结构来看，发电量的回升主要依赖于工业用电的回升。另一类是“三低一高”（“低煤耗、低污染、低成本和高效率”）的机组质量好的电企。
值得注意的是，水电企业优势大于火电企业。由于全国火电平均上网电价比水电高出0.1元/千瓦时左右，用电企业必然更倾向于向水电企业购电。由于本次改革以省为单位执行，对于同一省份的水火电企业，参与直接交易的电量部分，无形中实现了同网同价。但是，在水电原售电量计划既定的情况下，只能对超出计划的发电量参与直接售电，又面临水电存在来水的不确定性，而经规定售电合同是一年以上的，这些因素将成为水电企业参与的障碍。
权威人士估计，实际运行中，发电企业通过竞价能够增加发电量，输配电价不变导致电网积极性较高。同时，由于电价下调，用电企业成本下降，生产意愿更强，有利于促进高耗能企业用电，从而增加发电量。从文山电力执行优惠电价的结果来看，发电企业和用电企业取得双赢的几率较大。
值得注意的是，参加购售电直接交易要承担一定风险。新规确定，大用户、发电企业可以委托电网企业对直接交易余缺电量进行调剂。当大用户、发电企业实际用电量、发电量与直接交易的合同电量发生偏差时，余缺电量可向电网企业买卖。购电价格按目录电价的110%执行；售电价格按政府核定上网电价的90%执行。这意味着，如果双方未完成交易，都要向电网购电或售电，电网企业能够从中多赚取20％的差价。