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7月26日，山西省电力交易中心组织进行了2016年新投及复产用户电力直接交易。参加交易发电企业60户，电力用户29户，总成交电量35.56亿千瓦时(用户侧)，成交均价188.64元每兆瓦时(发电侧)。
注:本次交易规则要求：发电企业按照“增加交易电量与扣减基础电量3:1的原则”与新投和复产用户开展交易，每户发电企业一台机组参与。煤电联营发电企业和下游高载能企业参股20%以上的，双方开展长期直接交易试点，允许发电企业至少一台机组与对应用户双方签订“长期直接交易协议”，参照“增加交易电量与扣减基础电量3:1的原则”扣减发电企业2016年度基础电量，从2017年起，参与长期直接交易的发电机组不再安排基础电量。
从成交均价仅188.64元/千千瓦时可以次面看出，本次交易竞争异常激烈，如果考虑市场交易中从发电侧征收的工业企业结构调整专项资金，发电侧的让利幅度已超过每度电0.14元，电价降幅达到43.68%。
其实188.64元/千千瓦并不是“真实”的成交价格。首先，这次交易中，部分长期协议用户交易的价格较高;其次，部分发电企业与用户为同一集团或区域，交易价格也较高。这两个因素在一定程度上已经拉高了本次交易的平均成交价格。但最关键的是，按照交易规则，发电企业获得交易电量的同时，要按照3:1的原则扣减基础电量，基础电量可是货真价实的标杆电价(320.5元/千千瓦时)。所以如果考虑基础电量的扣减带来的利润损失，即便是最具竞争力的发电企业，在本次交易中也几乎没有边际贡献可言。
发电侧的白热化竞争，无疑给用户带来一场盛宴，本次交易为电力用户总计可节约的电费应不少于4.69亿元。
根据山西电力市场信息披露暨经营分析会议披露，截止6月底，全省发电装机7218.90万千瓦，其中火电6016.23万千瓦，占比83.34%; 1-6月份，全省全社会用电量完成852.97亿千瓦时，同比降低0.13%;省电力公司外送电量125.93亿千瓦时，同比降低13.66%。上半年省调火电企业发电利用小时仅为1709小时。纳入统计的55家省调火电中，27家企业盈利10.91亿元、2家持平、26家企业亏损7.61亿元。
预计随着山西下半年交易电量的增加，山西省省调火电企业的亏损面会进一步扩大。
根据《关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿)》，要加快缩减煤电机组非市场化电量，适时取消相关目录电价。在目前火电装机容量的快速增长和用电量增长乏力的大形势下，市场化电量带来的发电侧竞争，从而传导至用户侧电价降低的潜力基本已消失殆尽，发电侧进一步的降价不利于其的健康发展。留给本次电改的或许更多的是管住中间环节，适时释放中间环节红利进场，拉动经济活力。同时，根据中电联发布的信息，第三产业用电量占全社会用电量的比重已达13.4%，同比增长9.2%，增速比上年同期提高1.2个百分点，对全社会用电量增长的贡献率为43.3%，但第三产业的电价恰恰较高，也应该尽快理顺交叉补贴，让电改带来的红利覆盖更有活力的三产。
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