中澳两国的输配电价监管体系，植根于各自独特的市场结构、所有制基础与政策目标，形成了风格迥异的监管范式。中国的框架以“约束性监管”为根基，并正系统性地向“激励相容”演进，旨在平衡公共利益、投资保障与效率提升；而澳大利亚的框架则以“绩效性监管”为核心，通过模拟市场竞争的激励机制，致力于最大化静态与动态效率。具体信息总结如下表：

表1 中国与澳大利亚输配电价成本核定逻辑与激励收入

在核定出输配电准许收入总额后，如何将其转化为面向终端用户的具体价格清单，是体现定价公平性与效率性的关键环节。在此维度上，中澳两国展现了“邮票法”与“精细化成本反射”的鲜明对比。

中国的收费结构建立在行政层级和功能定位之上，主要遵循“邮票法”（即不区分地理位置的统一收费）和“受益付费”的原则，以确保成本在区域内得到规范、公平的分摊。

表2 中国输配电价收费结构与成本归集

澳大利亚的收费结构设计极其复杂，其核心逻辑是“成本反射性”。即价格应当尽可能反映提供服务的长期边际成本（LRMC），以及用户行为对系统的实际影响，从而引导高效的投资和用电/送电行为。

表3 澳大利亚输配电价收费结构与成本归集

随着新能源渗透率的不断提高，电网面临的挑战已从单纯的“电量平衡”转向复杂的“系统强度支撑”和“潮流拥堵管理”。中澳两国采取了截然不同的应对哲学：中国倾向于“政策驱动与整体优化”，而澳大利亚倾向于“市场疏导与成本反射”。

中国的模式是在既定监管框架下，通过特殊的政策（如单一容量制电价）来激励项目采用对电网友好的模式（如就近消纳），从整体上降低和分摊系统成本。澳大利亚的模式则是致力于将新能源引发的特定系统成本（如系统强度下降、配电网升级）通过精细化的定价机制“内部化”给引发者，利用连续的价格信号引导市场主体行为。具体对比如下表所示：

表4 中澳应对新能源接入挑战的核心逻辑与措施对比

中澳两国的改革实践，代表了“政策性统筹激励”与“市场化精细疏导”两种典型路径。面向新型电力系统，我国的改革并非简单二选一，而是在坚持“准许成本+合理收益”这一公平可控基石的前提下，沿着“约束性监管向激励相容演进”的轨道，审慎吸纳精细化、市场化元素，构建兼具战略定力与市场活力的灵活性机制：

第一，以“单一容量制”为核心，建立公平且激励相容的分布式资源定价机制。针对工商业分布式光伏，可探索以用户申报的最大接入容量为基础核定输配电费。这一机制能更精准地反映其对电网备用容量的占用，公平分摊系统成本，同时直接激励用户通过提升自发自用率或配置储能来优化申报容量，从源头促进分布式发电与电网的友好互动。

第二，优化现有输配电价格结构，探索成本责任差异化分摊。在维持“邮票法”主体框架稳定的前提下，可在系统运行费和两部制电价这两个现有机制内深化创新。一方面，可依据国家关于系统运行费“向按占用容量等方式过渡”的政策精神，研究对接入电网薄弱环节、需要更高系统支撑标准的电源，探索分摊辅助服务费用，使其成本责任更匹配。另一方面，可进一步扩大和优化两部制电价，使容量电费更能反映用户对系统峰值需求和可靠性的实际影响。

第三，强化“承载力评估”的规划引导作用，以透明信息优化长期布局。可将各地定期发布的电网承载力评估结果（红黄绿区），与差异化的并网技术要求（如要求承载力受限区域的新增项目配置一定比例的储能）更紧密结合。这实质上是将“位置信号”转化为可预期的并网条件，为社会投资提供清晰的长期指引，引导新增资源向电网承载力充裕的区域布局，降低系统性升级成本。

改革的链条环环相扣。网络侧的定价信号，最终需要通过竞争性的零售市场传递至终端用户，并转化为驱动其行为变化的消费选择。在澳大利亚，一个高度活跃、产品创新的零售市场，正是其整体改革中不可或缺的“最后一公里”。零售商如何将复杂的网络成本包装成用户易懂的套餐？在分布式能源普及的浪潮下，又催生了哪些如“虚拟电厂”聚合商等新商业模式？这些话题，将是我们将在下篇揭晓。