日前，國家電監會、國家發展改革委、國家能源局共同發布《關于完善電力用戶與發電企業直接交易試點工作有關問題的通知》。該直購電新規的出臺正式為直購電開展劃定門檻。

　　根據該新規，110千伏及以上的大工業用戶可以參加直接購電。發電企業中，火電企業要在2004年以后投產、單機容量30萬千瓦以上，水電企業單機容量要在10萬千瓦以上。從這一規定來看，試點首先對水電企業有利，其次對單機容量較大的火電企業有利。

　　新規確定，大用戶支付的購電價格，由直接交易價格、電網輸配電價和政府性基金及附加三部分組成。至于電網輸配電價，在獨立的輸配電價體系尚未建立的情況下，原則上按電網企業平均輸配電價扣減電壓等級差價后的標準執行。

　　分析師認為，受益的電力企業將有兩類：一類是大型工業用戶電量比重較大地區的地方電力企業，如廣東、山東、江蘇、浙江、云南、河南、河北、西北等地，因為從我國的用電結構來看，發電量的回升主要依賴于工業用電的回升。另一類是“三低一高”(“低煤耗、低污染、低成本和高效率”)的機組質量好的電企。

　　值得注意的是，水電企業優勢大于火電企業。由于全國火電平均上網電價比水電高出0.1元/千瓦時左右，用電企業必然更傾向于向水電企業購電。由于本次改革以省為單位執行，對于同一省份的水火電企業，參與直接交易的電量部分，無形中實現了同網同價。但是，在水電原售電量計劃既定的情況下，只能對超出計劃的發電量參與直接售電，又面臨水電存在來水的不確定性，而經規定售電合同是一年以上的，這些因素將成為水電企業參與的障礙。

　　權威人士估計，實際運行中，發電企業通過競價能夠增加發電量，輸配電價不變導致電網積極性較高。同時，由于電價下調，用電企業成本下降，生產意愿更強，有利于促進高耗能企業用電，從而增加發電量。從文山電力(7.78,0.18,2.37%)執行優惠電價的結果來看，發電企業和用電企業取得雙贏的幾率較大。

　　值得注意的是，參加購售電直接交易要承擔一定風險。新規確定，大用戶、發電企業可以委托電網企業對直接交易余缺電量進行調劑。當大用戶、發電企業實際用電量、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。這意味著，如果雙方未完成交易，都要向電網購電或售電，電網企業能夠從中多賺取20%的差價。