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浙江发改委在研究江苏直购电模式后提出，为避免高耗能行业享受比现在更低的电价水平现象的发生，要推行“负面清单”管理，把不符合产业政策、节能指标未完成、高耗能高污染企业排除在外。
直购电改变原有交易格局
一般而言，大用户直购电多在电力供应充裕、经济增速平稳的环境下开展。这一交易模式打破原有电网统购统销的模式，改变发电企业、电网运行方式及价格形成机制。
对于发电企业而言，在电力供大于求背景下，直接交易会降低出厂电价，并不利于发电用户的利润增长。但由于直购电游离于电网统一调度之外，避开电网调峰，有利于发电小时数提高，对发电企业长远利益有利。
对于电网企业而言，因供需双方直接协商电量、电价，电网在电力销售中的作用被消减，利润指标也随之减少。电网企业人士认为，目前直购电交易总量有限，对电网影响不大。但当交易量占社会用电总量10%-20%以上时，将会对电网形成较大的冲击。“在大用户直购电推进初期，利益调整不能过大，要可控要合理。”
电网企业的另一个担忧是，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。上述电网企业人士认为，有必要根据电网调度能力，对交易总量设置上限。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。
在价格管理上，大用户直购电的本意是突破价格管制，以供需形成价格。但目前的体制下，发电与用户之间形成的价格仍需要相关审批通过，与市场定价的本意并不相符。需要在发改委、能源局、工信部等多部门之间形成改革共识，并强化监管。
目前，大用户购电是由地方政府来牵头实施，但输配电价定价还是由国家发改委审批，推进较慢。推进独立的输配电价改革，不仅有利于保证电网利益，对电力市场化改革也是一种推动。
为保证交易顺利完成，多个地方尝试在大用户直购电参与主体之间建立利益和风险共担机制。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。
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