购销差价
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,明确了电力企业成本。这也为电价形成机制改革提供基础依据。
《通报》称,2014年电网企业平均购销差价为208.11元/千瓦时,即每
度电电网企业赚取0.208元差价。
此外,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。
有分析师指出
购销差价、平均销售电价呈上升趋势;政府性基金及附加增长逾一成。
《通报》显示，在平均综合厂用电率方面，燃煤发电、水力发电、燃气发电、核电、太阳能发电、生物质发电均呈下降趋势，风力发电略有上升
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%。
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
，平均购销差价、平均销售电价呈上升趋势；政府性基金及附加增长逾一成。《通报》显示，在平均综合厂用电率方面，燃煤发电、水力发电、燃气发电、核电、太阳能发电、生物质发电均呈下降趋势，风力发电略有上升
3.72%；2014年四川最高，为9.45%，青海最低，为3.08%。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
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%。详见附表3。
四、平均购销差价（不含税，下同
）
电网企业平均购销差价（含线损）2013年、2014年分别为192.7元/千千瓦时、208.11元/千千瓦时，2014年同比增长8.0%；扣除线损，电网企业平均购销差价2013年、2014年分别为168.21
一直没能确立一套合理的输配电价标准及核定方法。目前的输配电价只是购销差价，并不是按照其资产和实际运维成本核算出来的，电网的盈利模式主要就是低买高卖吃差价，有媒体称其暴利垄断甚至高于三桶油。 电力体制
问题是，售电公司的商业模式如何构建？在电改九号文中，国家层面为售电主体盈利途径提出一定导向，这包括，获取电力购销差价，向发电企业购电、通过集中竞价购电、向其他售电商购电等；向用户提供包括合同能源管理
、港口岸电等电能替代技术的应用，推广电力需求侧管理，提高能源利用效率。
根据相关机构的测算，目前电网购销差价在0.2元/千瓦时左右，按2014年5.52万亿千瓦时全社会用电量来测算，总计
将有1.1万亿元的购销差价重新分配。若售电侧有10%的收益，则可贡献超过千亿元的利润蛋糕；若有20%的利润，则可贡献2200亿元左右的利润。
不过，对于企业而言，要想获得这一蛋糕，可能
数据（下图所示）看，按年平均电力生产量5万亿度电，以每度电约0.6元计，至少也是个3万亿的庞大吸金市场，目前电网购销差价按0.2元/度计，意味着至少是个也有万亿级电力交易市场面临重新洗牌。电改，无疑是
信号。独立的输配电价可在核减电网无效投资和不合理成本的基础上，从保持电网现有的购销差价（含目前工商业用户承担的交叉补贴额）起步，逐渐过渡到各区域、省级电网间对标管理，按全国先进水平制定领跑者输配电价
，依靠网络资源收取过网费。这一做法将最终打破电网依靠买电、卖电获取购销差价的盈利模式。而由送电、受电市场主体自主协商或通过市场化交易方式确定送受电量和价格，也有力地促进了电价市场化
