大用戶直購電參與主體之間需建立利益和風險共擔機制，針對余缺電量調劑制定明確的規則。如，用電企業實際用電量、發電企業實際發電量與直接交易的合同電量發生偏差時，余缺電量可向電網企業買賣，購電價格可按目錄電價的110%執行，售電價格按政府核定上網電價的90%執行，最大限度減少用戶和電廠損失。
　　從既往經驗看，大用戶直購電多在電力供大于求、經濟發展趨緩的環境下開展，參與交易的大用戶往往可以獲得低價能源。能漲能落是市場調節的特性，大用戶在電力交易中應承擔市場波動，在用電緊張時，電價相應上升。
　　大用戶直購電帶來低電價，電價的降低應該來自于發電企業之間的競爭，及電網企業輸配電成本的降低，而非單方面擠壓某一個環節的收益，導致原有的經濟利益格局發生變化。這需要完善多頭磋商的電價形成機制，建立電網輸配電價機制，分電壓等級來確定大用戶的輸配電價水平。
　　電廠與直購電用戶簽訂購售合同，將降低電網對于電力交易的調節能力。如果直購電在電網中所占比重過大，將對電網安全穩定運行留下隱患。有必要根據電網調度能力，對交易總量設置上限。另外，在電網緊急情況下，發電和用電端要參與調峰和錯峰、避峰用電，確保電網電力電量的動態平衡。
　　在試點過程中，大用戶直購電量往往在電廠分配電量之外，實際上是游離在電力市場交易之外。接下來需要將大用戶直購電納入到完整電力市場體系之中，與區域電力市場建設同步。
　　最后不得不說的是，大用戶直購電的本意是突破價格管制，供需決定價格。但目前的體制下，發電與用戶之間形成的價格仍需要審批通過，與市場定價的本意并不相符。接下來，最為需要的是在發改委、能源局、工信部等多部門之間形成改革共識，并強化監管。