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在10月25日举办的“电力运行形势高端交流分析会（2013年第三期）”上，国家能源局市场监管司副司长黄少中就“大用户直购电”的演变历程和现状进行了总结和分析。
所谓大用户直购电工作，亦称为电力直接交易，大用户直购电则是指较高电压等级、大用电量的用户或独立的配电企业直接向发电企业购电，同时不排除从电网购电，两方购电的机制增加了用户选择权，经过电网的输电通道，支付合理的输电费用，对于整个电力体制改革、授电侧的竞争和电价机制改革都颇为有利，可以起到倒推的作用。
这种授电侧放开的策略在电力市场化改革中其实并不鲜见，在很多国家的电力市场化改革中都有实践，是电力市场化改革的重要步骤。英国在1990年3月电力改革时就将12个地区供电局改为地区配电公司，同时成立了3家发电公司和1家高压输电公司。首先允许用电量在1000kW以上的用户选择供电商，1998年7月以后所有用户都可以自由选择供电商。（资料引用自英国电力市场新模式—结构、成效及问题，王秀丽，宋永华，王锡凡）。芬兰的授电侧电力市场改革则始于1995年，至1998年11月用电量低于45kW的小用户均可自由选择供电商，引入竞争的结果是所有用户的电价都有所下降。澳大利亚、日本、美国都均有类似的改革，世界各国进行的改革模式和步骤不尽相同，但发展的总趋势却趋于一致，即打破授电侧的垄断，引入竞争，增加用户选择权。
大用户直购电的概念是在2002年国务院印发《电力体制改革方案》（国发[2002]5号文件）被首次提出，文件中提出“开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局；在具备条件的地区，开展发电企业向较高电压等级或较大用电量的用户和配电网直接供电的试点工作。直供电量的价格由发电企业与用户协商确定，并执行国家规定的输配电价。”
2004年4月，国家电监会和国家发改委联合印发了《电力用户直接向发电企业购电试点的暂行办法》，并分别于2005年及2006年开展了吉林省（中钢吉林碳素、国电龙华热点）和广东台山市（广东国华粤电台山发电公司、6家用户）直购电试点。
2009年，原国家电监会、发改委、原国家能源局共同出台了《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》（电监市场[2009]20号文）。为全国启动电力用户与发电企业直接交易试点工作奠定了政策法规基础。
2013年3月份，国务院提出“简政放权”，《取消下放第一批行政审批事项通知》，明确取消电力用户向发电企业直接交易的行政审批，推动市场改革。
2013年9月，为避免下放行政审批以后造成的无序，能源局又下发了258号文件《当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》，保证下放审批权后保证直购电的有序进行。针对大用户直购电审批取消以后，明确不要审批，按照一定的原则及程序由各地政府向能源局上报备案即可。
最近，能源局和工信部就大用户直购电问题又签发了新文件，针对各地地方政府对于下放审批后误读政策，以大用户直购电的名目搞“优惠电价”和“三指定”（指定企业、指定电量、指定电价），文件主要规范大用户直购电，避免“堵歪道，走正道”的现象发生，通过真正市场机制的方式来促进交易，真正放开授电侧的选择权，让市场机制来调节电价。
目前我国有八个省已经逐步启动的直购电的工作，已经开展的现状可以简要分为四种状态。
1.稳步推进，扩大范围，优化方案。包括吉林、广东、辽宁、、安徽，福建、江苏、黑龙江这几个省份。
2.根据国务院提出“简政放权”政策，积极推进大用户直购电工作。包括广东、贵州。
3.积极创造条件，争取明年上半年实施。包括湖南、四川、山西。
4.整体进展较慢，包括京津唐，湖南、浙江。
目前搞电力体制改革的目的主要是打破垄断，打破电网的统购统销，但由于改革后一直没有独立的输配电价，目前的计价方式是销售电价减去购电差构成的购销差来进行定价。如果推行大用户直购电，用这种单纯的定价方式是存在着不合理性，对于大用户而言，电量较高，未经过输、配、售所有的环节，上网电价和输配电价都应该降低，居民用电则经过了所有输配售营销等环节，实际成本则更高。而目前的情况是居民电价大大低于大用户电价，实行了交叉补贴的方法。
1.认识不统一，意见不一致。
尽管国务院已经几次下发规定，但在执行过程中仍有疑虑，一是怕与节能减排存在矛盾，助长高耗能发展。但其实在执行过程中是存在标准的，国家能源局下发的258号文件《当前开展电力用户与发电企业直接交易有关事项的通知》中有明确规定准入标准。所以说助长高耗能无序发展的说法是一种伪命题。
电网企业对于推行大用户直购电有所抵触，认为对电网企业影响较大。由于电网企业目前是处于企业和居民用电交叉补贴的状态，黄少中表示推动大用户直购电对电网企业的影响是有的，但目前为止影响还是微乎其微，当将来达到10-20%以上，才会有一个比较大的影响，届时也会根据情况采取配套措施，整个电力体制改革的势必要继续推进。
地方政府曲解政策意图，以为权利下放到政府了。各种“认识不一，职责交叉”造成了工作协调推进的难度。
2.办法规则不够完善不够明确。
电监市场[2009]20号文件中对各方面政策法规都有涉及，但由于取消审批后，对于20号文件的内容是否适用存在疑问，而能源局下发的258号文件是否能解决问题还有待研究。文件之间的协调还需要完善。办法、规定、价格测算等问题还需要继续明确。
3.输配电价测算滞后
大用户购电地方政府来牵头领导实施，但输配电价定价还是由国家发改委审批，速度较慢。
4.地方政府干预的问题。
部分地方政府对于政策的认识存在问题，以地方政府的权利来指定买卖电价和参与企业，并没有真正让市场机制来调节。
5. 电网公司仍存有疑虑，面对考核指标和利润分离的双重压力。
1.增加用户选择权。
2.打破电网统购统销、单一购买。目前是通过稳步推进大用户直购电，来逐步的完善电力体制改革。
3.电价形成机制改革有推进的作用。对于上网电价和输配电价改革都有促进作用。
4.对于整个国家电力管理方式也有促进作用。
5.对企业的经营管理有突破的作用。对于电量和电价的改变，对于企业对市场的判断都经营理念和方式有着
6.对电力企业的利益有所影响。
1.整体推动电力体制改革，如果整体电力体制改革没有大的改动，目前局部改革的效果不是特别明显。
2.完善市场准入和机制。最近国家能源局在和工信部联合起草市场准入的标准，进一步完善市场机制，交易、结算、程序、信息各方面都要跟上。
3.统一认识，形成共识。增加宣传和交流。
4.加快输配电价核定和电价改革。输配电价改革有两种思路，没有大的改革之前，购销差需要修订，可以仿效煤电联动的调节机制，也可按照一定的核算办法来核定输配电价成本，按照电压等级来细化电价，体现电压等级差。在核价方式上还有跨区跨省的区分，需要具体情况具体分析。
5.着力解决交叉补贴的问题。
6.把握有序推进和合理控制规模。积极推进但利益调整不能过大，要可控要合理。
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