電價一向種類繁多，輸配電價成本更是被認為不夠透明，兩者都是電力體制改革的要點。
9月14日，國家能源局發布《2013~2014年度全國電力企業價格情況監管通報》（下稱《通報》），分析主要電力企業的六項價格指標，明確電力企業成本。這將為電價形成機制改革提供基礎依據。
電力企業成本中，最為外界關注的是輸配電成本。輸配電價也是新一輪電改后，已陸續在地方進行試點改革的領域。輸配電價改革將打破電網企業統購統銷、賺取差價的模式，讓電價形成機制更為透明。
現有統計中，反映電網企業成本的是購銷差價?！锻▓蟆贩Q，2014年電網企業平均購銷差價為208.11元/千千瓦時，即每度電電網企業賺取0.208元差價。
“這不是電網企業賺取的利潤，因為沒有去除稅收及線損，但可以反映電網企業的收入概況。售電放開后，售電環節就不會計算在內，電網企業只收取輸配過網費。”一位電力行業人士分析說。
電網購銷差價2014年同比增8%
《通報》中稱，2014年電網企業平均購銷差價（不含稅、含線損）為208.11元/千千瓦時，同比增長8.0%?？鄢€損，電網企業平均購銷差價2014年為185.32元/千千瓦時，同比增長10.17%。
2014年全國社會用電量為55233億千瓦時，按照扣除線損后的平均差價0.18532元/度簡單計算，全年為電網企業產生超過1萬億購銷差價。
從各?。▍^、市）情況看，購銷差價（含線損）2013年江西最高，為243.95元/千千瓦時，寧夏最低，為94.98元/千千瓦時。2014年江西最高，為251.24元/千千瓦時，青海最低，為94.84元/千千瓦時。
線損是輸電過程中損失的電量，根據能源局公布的數據，2014年全國平均線損率絕對量6.34%，同比下降0.4%。線損一般是電網企業和輸電企業對成本爭議比較大的點，輸配電價不透明，就包括外界對電網企業賺取購銷差價的模式下各項成本是否客觀的疑慮。
《通報》分析指出，2013~2014年電網企業平均線損率總體呈下降趨勢，2013年、2014年分別為6.53%、6.20%，2014年同比下降5.05%。其中2013年新疆最高，為11.47%，青海最低，為3.72%。2014年四川最高，為9.45%，青海最低，為3.08%。
此外，《通報》還指出，燃煤機組平均上網電價（含稅）呈下降趨勢，水電機組、風電機組、燃氣發電、核電、太陽能發電、生物質發電略有上升。
2014年全國燃煤機組平均上網電價為418.77元/千千瓦時，同比下降1.93%。水電機組平均上網電價2014年為291.61元/千千瓦時，同比增長2.97%。風電機組平均上網電價2014年為572.06元/千千瓦時，同比增長1.73%。呈現清潔能源電價上調，燃煤機組電價下調的趨勢。
電價形成機制改革基礎先行
《通報》指出，2014年電網企業平均銷售電價（含稅）為647.05元/千千瓦時，相當于0.647元/度，同比增長1.82%。其中深圳銷售電價最高，為827.82元/千千瓦時，青海最低，為384.24元/千千瓦時。
2014年分類銷售電價，一般工商業及其他用電平均電價最高，為856.51元/千千瓦時，大工業用電平均電價為655.86元/千千瓦時，居民用電類別平均電價（到戶價）為557.48元/千千瓦時。
各省（區、市）居民用電類別平均電價水平，深圳依然排名第一。排在前5位的分別是：深圳715.17元/千千瓦時、廣州654.24元/千千瓦時、廣東647.04元/千千瓦時、江西618.50元/千千瓦時、湖南607.38元/千千瓦時。排在后5位的分別是：云南476.43元/千千瓦時、廣西461.34元/千千瓦時、寧夏456.31元/千千瓦時、內蒙古（西部）439.81元/千千瓦時、青海406.99元/千千瓦時。
此外，《通報》還顯示，隨銷售電價征收的政府性基金及附加主要有重大水利工程建設基金、農網還貸資金、水庫移民后期扶持資金、可再生能源發展基金、城市公用事業附加5種。2014年全國平均征收水平為38.96元/千千瓦時（電網企業省內售電量口徑平均值、含稅），同比增長11.17%。
國家能源局稱，通報主要是為“全面、準確反映全國各地電力價格水平及變化情況，促進電價形成機制改革。”
按照電改“9號文”，將“著力構建主體多元、競爭有序的電力交易格局，形成適應市場要求的電價機制。”目前發電側已經實現充分競爭，正在推動的售電側放開實施后，將形成“放開兩頭”的格局。
6?。▍^）1市已經獲準進行輸配電價改革試點，其中深圳、蒙西、寧夏的試點改革方案已經獲批。上述電力企業人士分析說，電改全面推開后，電網企業的盈利模式可能是固定收益率，監管部門將主要監管輸配電成本，售電和電價實現一定的市場化，電價一定范圍內隨行就市。 來源：搜狐新聞
9月14日，國家能源局發布《2013~2014年度全國電力企業價格情況監管通報》（下稱《通報》），分析主要電力企業的六項價格指標，明確電力企業成本。這將為電價形成機制改革提供基礎依據。
電力企業成本中，最為外界關注的是輸配電成本。輸配電價也是新一輪電改后，已陸續在地方進行試點改革的領域。輸配電價改革將打破電網企業統購統銷、賺取差價的模式，讓電價形成機制更為透明。
現有統計中，反映電網企業成本的是購銷差價?！锻▓蟆贩Q，2014年電網企業平均購銷差價為208.11元/千千瓦時，即每度電電網企業賺取0.208元差價。
“這不是電網企業賺取的利潤，因為沒有去除稅收及線損，但可以反映電網企業的收入概況。售電放開后，售電環節就不會計算在內，電網企業只收取輸配過網費。”一位電力行業人士分析說。
電網購銷差價2014年同比增8%
《通報》中稱，2014年電網企業平均購銷差價（不含稅、含線損）為208.11元/千千瓦時，同比增長8.0%?？鄢€損，電網企業平均購銷差價2014年為185.32元/千千瓦時，同比增長10.17%。
2014年全國社會用電量為55233億千瓦時，按照扣除線損后的平均差價0.18532元/度簡單計算，全年為電網企業產生超過1萬億購銷差價。
從各?。▍^、市）情況看，購銷差價（含線損）2013年江西最高，為243.95元/千千瓦時，寧夏最低，為94.98元/千千瓦時。2014年江西最高，為251.24元/千千瓦時，青海最低，為94.84元/千千瓦時。
線損是輸電過程中損失的電量，根據能源局公布的數據，2014年全國平均線損率絕對量6.34%，同比下降0.4%。線損一般是電網企業和輸電企業對成本爭議比較大的點，輸配電價不透明，就包括外界對電網企業賺取購銷差價的模式下各項成本是否客觀的疑慮。
《通報》分析指出，2013~2014年電網企業平均線損率總體呈下降趨勢，2013年、2014年分別為6.53%、6.20%，2014年同比下降5.05%。其中2013年新疆最高，為11.47%，青海最低，為3.72%。2014年四川最高，為9.45%，青海最低，為3.08%。
此外，《通報》還指出，燃煤機組平均上網電價（含稅）呈下降趨勢，水電機組、風電機組、燃氣發電、核電、太陽能發電、生物質發電略有上升。
2014年全國燃煤機組平均上網電價為418.77元/千千瓦時，同比下降1.93%。水電機組平均上網電價2014年為291.61元/千千瓦時，同比增長2.97%。風電機組平均上網電價2014年為572.06元/千千瓦時，同比增長1.73%。呈現清潔能源電價上調，燃煤機組電價下調的趨勢。
電價形成機制改革基礎先行
《通報》指出，2014年電網企業平均銷售電價（含稅）為647.05元/千千瓦時，相當于0.647元/度，同比增長1.82%。其中深圳銷售電價最高，為827.82元/千千瓦時，青海最低，為384.24元/千千瓦時。
2014年分類銷售電價，一般工商業及其他用電平均電價最高，為856.51元/千千瓦時，大工業用電平均電價為655.86元/千千瓦時，居民用電類別平均電價（到戶價）為557.48元/千千瓦時。
各省（區、市）居民用電類別平均電價水平，深圳依然排名第一。排在前5位的分別是：深圳715.17元/千千瓦時、廣州654.24元/千千瓦時、廣東647.04元/千千瓦時、江西618.50元/千千瓦時、湖南607.38元/千千瓦時。排在后5位的分別是：云南476.43元/千千瓦時、廣西461.34元/千千瓦時、寧夏456.31元/千千瓦時、內蒙古（西部）439.81元/千千瓦時、青海406.99元/千千瓦時。
此外，《通報》還顯示，隨銷售電價征收的政府性基金及附加主要有重大水利工程建設基金、農網還貸資金、水庫移民后期扶持資金、可再生能源發展基金、城市公用事業附加5種。2014年全國平均征收水平為38.96元/千千瓦時（電網企業省內售電量口徑平均值、含稅），同比增長11.17%。
國家能源局稱，通報主要是為“全面、準確反映全國各地電力價格水平及變化情況，促進電價形成機制改革。”
按照電改“9號文”，將“著力構建主體多元、競爭有序的電力交易格局，形成適應市場要求的電價機制。”目前發電側已經實現充分競爭，正在推動的售電側放開實施后，將形成“放開兩頭”的格局。
6?。▍^）1市已經獲準進行輸配電價改革試點，其中深圳、蒙西、寧夏的試點改革方案已經獲批。上述電力企業人士分析說，電改全面推開后，電網企業的盈利模式可能是固定收益率，監管部門將主要監管輸配電成本，售電和電價實現一定的市場化，電價一定范圍內隨行就市。 來源：搜狐新聞
