電價改革一直是電力體制改革最為核心的環節，而理不清的電價一直被視為改革的難點。

　　9月14日，國家能源局官網發佈《2013-2014年度全國電力企業價格情況監管通報》（下稱《通報》），表示要全面、準確反映電價水準變化，促進電價形成機制改革。

　　該《通報》統計分析了全國（不含西藏）主要電力企業的六項價格指標，全國綜合水準看，發電企業平均綜合廠用電率呈下降趨勢，平均上網電價有升有降；電網企業平均線損率進一步降低，政府性基金及附加增長逾一成。

　　其中最為引入注意的是，2014年，電網平均購銷差價、平均銷售電價呈上升趨勢。

　　購銷差價指電網企業賺取每度電的差價。“除去電網輸配電等的成本，以及稅收、線損、基金補貼電網等，剩下的則為電網的利潤，”一位不願具名的業內人士對界面新聞記者表示，“目前電網輸配電成本不透明，業內對電網企業獲利有質疑。”

　　2014年全國社會用電量為5.52萬億千瓦時。“扣除線損，電網企業平均購銷差價有10.17%的同比增長，這就相當於1000億元的利潤增長。”一位不願具名的券商研究員對界面新聞記者表示，“電網公司不會主動公佈成本，國家能源局公開電價數據，是倒逼電網企業，利於電價機制改革。”

　　《通報》顯示，2014年，電網企業平均購銷差價（不含稅、含線損）為0.208元/千瓦時，同比增長8.0%。扣除線損，2013年、2014年的電網企業平均購銷差價分別約為0.168元/千瓦時、0.185元/千瓦時，2014年同比增長10.17%。

　　從各省（區、市）情況看，2013年江西省購銷差價（含線損）最高，為0.244元/千瓦時，寧夏省最低，為0.095元/千瓦時；2014年，江西省仍最高，為0.251元/千瓦時，青海最低，為0.095元/千瓦時。

　　電網企業平均銷售電價方面，2014年，呈現了1.82%的同比增長，包含稅收為0.647元/千瓦時。從各省（區、市）平均銷售電價看，深圳平均銷售電價最高，為0.828元/千瓦時，青海最低，為0.384元/千瓦時。

　　在輸電、配電、售電都集中于電網企業的電力體制下，電網以掙取購銷差價來獲得利潤的模式，正是此次電力改革的焦點。

　　根據電改“9號文”提出的要求，今後將單獨核定輸配電價，分步實現公益性以外的發售電價格由市場形成，輸配電價與發售電價在形成機制上分開，並向社會資本放開配售電業務。

　　“實行輸配電價改革，售電放開，電網企業只收取輸配過網費，就不存在統購統銷時成本和利潤不透明的情況，也更利於監管部門的監管。”上述業內人士對界面新聞記者表示。

　　目前，6省（區）1市已經獲准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。

　　此外，從各省（區、市）居民用電類別平均電價水準看，2014年，居民用電平均電價水準最高的前五位分別是：深圳0.715元/千瓦時、廣州0.654元/千瓦時、廣東0.647元/千瓦時、江西0.619.元/千瓦時、湖南0.607元/千瓦時。

　　排在後五位的分別是：雲南0.476元/千瓦時、廣西0.461元/千瓦時、寧夏0.456元/千瓦時、內蒙古（西部）0.440元/千瓦時、青海0.407元/千瓦時。

　　該《通報》還顯示，隨銷售電價徵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、水庫移民後期扶持資金、可再生能源發展基金、城市公用事業附加5種。2014年全國平均水準為0.039元/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%。