在山西省《关于2017年1~8月电力企业经营情况通报》中提到了，省调火电57家发电企业完成利润-38.15亿元，7家企业盈利，50家企业亏损。这是越来越多省份开展电力直接交易以来，让我们这些吃瓜群众感受发电企业亏损严重最直观的一次。
而按照通报中的燃煤发电企业的亏损分析，让燃煤企业亏损的主要原因还是煤价的回升。2017年1~8月发电燃料成本为160.56元/兆瓦时，而2016年全年的标准为111.76元/兆瓦时。今年相较提高了48.8元/兆瓦时，影响行业收入降低26.38亿元。
其次是电力直接交易，售电价格下降。山西部份省调燃煤电厂的平均售电成本是270元/兆瓦时，而1~8月份山西电力直接交易的成交均价是270.04元/兆瓦时，交易价格基本等于成本。而且，截止8月底电力直接交易电量达到了428.26亿千瓦时，省调机组装机容量6399.73万千瓦共完成发电量1386.0477亿千瓦时。电力直接交易电量占了发电量的30.9%，这部分对燃煤电厂也有很大的影响。
然后就是供热电厂的售热成本收入倒挂严重，差额达到8.99元/吉焦。售电，售热双亏损的情况下，供热机组就更雪上加霜了。
除了通报的外，晶见还咨询了山西某热电厂的人员。在山西4月份发布的《关于做好2017年月度交易相关事宜的补充通知》中提到：
发电企业要积极参与月度交易和外送电交易，发电企业在月度交易时，若未达到最低成交限额要求，可通过基础电量调剂、合同电量转让等方式来满足硬约束要求。通过上述措施仍有电量缺口的，调度中心可先期按照最低约束调度机组，由此产生的超发电量按2017年电解铝专场交易中煤电机组最低成交价格（0.185元/千瓦时）结算。
而这份通知中的这条规定又与年初时发布的发电量调控目标预案文件有冲突，之前规定：
发电企业发电量超出年度发电量调控目标时，超发部分按照市场交易电量处置，电价按照当年大用户直接交易平均交易价格结算。
在4月份发布的补充通知中，超发电量直接按照电解铝专场的最低成交电价进行结算，这明显不符合年初发布文件的规定。据了解山西4月份前的交易除了电解铝专场外还有年度长协交易，电石、铁合金等高载能企业交易（两次），2月25日的集中撮合交易，4月月度集中竞价这5次交易。而且，这些交易的成交价格都比电解铝专场交易的成交电价都要高。如果按照平均价格来算的话，应该是以0.267元/千瓦时来结算才是。这可以要比0.185元/千瓦时高出了0.082元/千瓦时，这也是有山西电厂人员有疑问的地方。
对于山西电厂亏损严重的情况也让晶见感到很沉重，但是电力体制改革依然得进行下去。就像通报所说，火电企业仍需进一步增强市场意识，提升经营管理水平，努力做好经济预测与经管分析，供热电厂积极拓展供热改造方案，不断降低成本，尽快适应新常态下的电力市场需求。晶见在祝愿电力体制改革能够成功的同时，电厂的亏损问题也能够得到解决。
