电价一向种类繁多，输配电价成本更是被认为不够透明，两者都是电力体制改革的要点。
9月14日，国家能源局发布《2013~2014年度全国电力企业价格情况监管通报》(下称《通报》)，分析主要电力企业的六项价格指标，明确电力企业成本。这将为电价形成机制改革提供基础依据。
电力企业成本中，最为外界关注的是输配电成本。输配电价也是新一轮电改后，已陆续在地方进行试点改革的领域。输配电价改革将打破电网企业统购统销、赚取差价的模式，让电价形成机制更为透明。
现有统计中，反映电网企业成本的是购销差价。《通报》称，2014年电网企业平均购销差价为208.11元/千千瓦时，即每度电电网企业赚取0.208元差价。
“这不是电网企业赚取的利润，因为没有去除税收及线损，但可以反映电网企业的收入概况。售电放开后，售电环节就不会计算在内，电网企业只收取输配过网费。”一位电力行业人士分析说。
电网购销差价2014年同比增8%
《通报》中称，2014年电网企业平均购销差价(不含税、含线损)为208.11元/千千瓦时，同比增长8.0%。扣除线损，电网企业平均购销差价2014年为185.32元/千千瓦时，同比增长10.17%。
2014年全国社会用电量为55233亿千瓦时，按照扣除线损后的平均差价0.18532元/度简单计算，全年为电网企业产生超过1万亿购销差价。
从各省(区、市)情况看，购销差价(含线损)2013年江西最高，为243.95元/千千瓦时，宁夏最低，为94.98元/千千瓦时。2014年江西最高，为251.24元/千千瓦时，青海最低，为94.84元/千千瓦时。
线损是输电过程中损失的电量，根据能源局公布的数据，2014年全国平均线损率绝对量6.34%，同比下降0.4%。线损一般是电网企业和输电企业对成本争议比较大的点，输配电价不透明，就包括外界对电网企业赚取购销差价的模式下各项成本是否客观的疑虑。
《通报》分析指出，2013~2014年电网企业平均线损率总体呈下降趋势，2013年、2014年分别为6.53%、6.20%，2014年同比下降5.05%。其中2013年新疆最高，为11.47%，青海最低，为3.72%。2014年四川最高，为9.45%，青海最低，为3.08%。
此外，《通报》还指出，燃煤机组平均上网电价(含税)呈下降趋势，水电机组、风电机组、燃气发电、核电、太阳能发电、生物质发电略有上升。
2014年全国燃煤机组平均上网电价为418.77元/千千瓦时，同比下降1.93%。水电机组平均上网电价2014年为291.61元/千千瓦时，同比增长2.97%。风电机组平均上网电价2014年为572.06元/千千瓦时，同比增长1.73%。呈现清洁能源电价上调，燃煤机组电价下调的趋势。
电价形成机制改革基础先行
《通报》指出，2014年电网企业平均销售电价(含税)为647.05元/千千瓦时，相当于0.647元/度，同比增长1.82%。其中深圳销售电价最高，为827.82元/千千瓦时，青海最低，为384.24元/千千瓦时。
2014年分类销售电价，一般工商业及其他用电平均电价最高，为856.51元/千千瓦时，大工业用电平均电价为655.86元/千千瓦时，居民用电类别平均电价(到户价)为557.48元/千千瓦时。
各省(区、市)居民用电类别平均电价水平，深圳依然排名第一。排在前5位的分别是：深圳715.17元/千千瓦时、广州654.24元/千千瓦时、广东647.04元/千千瓦时、江西618.50元/千千瓦时、湖南607.38元/千千瓦时。排在后5位的分别是：云南476.43元/千千瓦时、广西461.34元/千千瓦时、宁夏456.31元/千千瓦时、内蒙古(西部)439.81元/千千瓦时、青海406.99元/千千瓦时。
此外，《通报》还显示，随销售电价征收的政府性基金及附加主要有重大水利工程建设基金、农网还贷资金、水库移民后期扶持资金、可再生能源发展基金、城市公用事业附加5种。2014年全国平均征收水平为38.96元/千千瓦时(电网企业省内售电量口径平均值、含税)，同比增长11.17%。
国家能源局称，通报主要是为“全面、准确反映全国各地电力价格水平及变化情况，促进电价形成机制改革。”
按照电改“9号文”，将“着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，形成适应市场要求的电价机制。”目前发电侧已经实现充分竞争，正在推动的售电侧放开实施后，将形成“放开两头”的格局。
6省(区)1市已经获准进行输配电价改革试点，其中深圳、蒙西、宁夏的试点改革方案已经获批。上述电力企业人士分析说，电改全面推开后，电网企业的盈利模式可能是固定收益率，监管部门将主要监管输配电成本，售电和电价实现一定的市场化，电价一定范围内随行就市。
