不过，由于交易中心未分开披露3个配套电源企业与其他发电企业的申报电量比例，因此无法直接测算非配套企业的交易成交率，但按总量估计非配套企业交易成交率将远低于银东直流配套电源企业。
为保障跨区跨省电网安全运行和交易顺利成交，交易公告中规定本次交易规定西北各省新能源成交比例不超过40%，即总成交电量不超过36亿千瓦时。新能源发电企业成交电量上限参照西北区域同类发电机组平均利用小时的30%确定，风电为361小时，光伏为315小时。据风电内部从业者介绍，这意味着即使某风电场报0价，最多也只能卖361小时的满发电量。
此次交易最终新能源成交18亿千瓦时，占成交电量的20%。成功中标的西北地区发电企业利用小时数预计可提高100小时以上。
通过此次交易，山东电力用户购降低购电成本5.4亿元。
区域电力市场是良方还是毒药
据国网公司数据，限电最严重的甘肃、新疆、青海、宁夏地区2015年仅光伏发电弃光损失电量高达40.2亿千瓦时，占全国弃风弃光电量的10%左右。
“十二五”期间，西北地区电力装机高速增长，但用电负荷增速明显放缓，其中新疆电源装机是最大负荷的2.6倍，新疆电源装机是最大负荷的3.5倍，短期内新能源发电在本地消纳已无可能，通过电力交易市场优化配置资源、利用特高压直流跨区域送出新能源电力成为了目前较为理想的选择。
对于银东跨区直接交易新能源电量仅占成交电量的20%，低于原先预计的占比40%的交易结果，一位资深分布式光伏企业高管也表示了他的担忧，“除非先供新能源，再供火电，否则都是借新能源之名，谋输出火电之实。民营企业在西北的电站规模越大，死的越快”他表示。
在市场总量不足的情况下，部分地区增加大用户直购火电电量，进一步挤占了新能源发电的市场空间，导致弃风、弃光现象进一步恶化。据国网公司数据，2015年甘肃、宁夏用户直购电规模分别为170.08亿千瓦时、274.21亿千瓦时，占当地火电发电量比例的44%、18%。
“当地政府对于火电‘由衷’的青睐使其尽最大努力保住火电发电量，即使保不住火电发电量也要尽可能保住火电企业的利益，这也就解释了新能源企业与火电自备电厂开展发电权交易的根本初衷”，一位电网资深人士表示。
一位发电企业从业者表示，此次建立区域性的电力交易中心虽然已将电改进程推进了一大步，但跨区交易来讲对于西北地区新能源发电面临的严重弃风弃光现象似乎并没有带来太大的福音。
