由于“不利于节能减排”，大用户直购电试点获批的数量和电量交易的规模始终有限。在这里，我们认为“拉郎配式”以降价为目的的直购电不是市场化改革，应严厉杜绝。但应避免为维护审批利益，用计划手段扭曲市场化改革。
大用户直购电参与主体之间需建立利益和风险共担机制，针对余缺电量调剂制定明确的规则。如，用电企业实际用电量、发电企业实际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，购电价格可按目录电价的110%执行，售电价格按政府核定上网电价的90%执行，最大限度减少用户和电厂损失。
从既往经验看，大用户直购电多在电力供大于求、经济发展趋缓的环境下开展，参与交易的大用户往往可以获得低价能源。能涨能落是市场调节的特性，大用户在电力交易中应承担市场波动，在用电紧张时，电价相应上升。
大用户直购电带来低电价，电价的降低应该来自于发电企业之间的竞争，及电网企业输配电成本的降低，而非单方面挤压某一个环节的收益，导致原有的经济利益格局发生变化。这需要完善多头磋商的电价形成机制，建立电网输配电价机制，分电压等级来确定大用户的输配电价水平。
电厂与直购电用户签订购售合同，将降低电网对于电力交易的调节能力。如果直购电在电网中所占比重过大，将对电网安全稳定运行留下隐患。有必要根据电网调度能力，对交易总量设置上限。另外，在电网紧急情况下，发电和用电端要参与调峰和错峰、避峰用电，确保电网电力电量的动态平衡。
在试点过程中，大用户直购电量往往在电厂分配电量之外，实际上是游离在电力市场交易之外。接下来需要将大用户直购电纳入到完整电力市场体系之中，与区域电力市场建设同步。
最后不得不说的是，大用户直购电的本意是突破价格管制，供需决定价格。但目前的体制下，发电与用户之间形成的价格仍需要审批通过，与市场定价的本意并不相符。接下来，最为需要的是在发改委、能源局、工信部等多部门之间形成改革共识，并强化监管。
