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作者：清能互联 咨询部
在高比例可再生能源渗透的新型电力系统中，海量分布式资源并网使得电力潮流由单向输送转向双向互动，电网负荷呈现出显著的“午盈晚缺”特征。传统的输配电价逻辑亟需升级改造，为这种全新的、动态的电力流动“合理定价”。
在深入探讨澳洲输配电价改革之前，本篇将首先为读者系统阐述澳洲输配电价的管理框架与形成机制，并梳理近期为适应新形势而引入的关键变革。
一、治理架构：多机构协同的定价监管体系
澳大利亚输配电价的制定与执行，建立在一个权责清晰、相互制衡的协同监管框架之上。整个体系遵循 “五年核定收入、每年调整费率”的监管节奏，以平衡长期投资的确定性与短期市场的灵活性。在高比例可再生能源渗透的新型电力系统中，海量分布式资源并网使得电力潮流由单向输送转向双向互动，电网负荷呈现出显著的“午盈晚缺”特征。传统的输配电价逻辑亟需升级改造，为这种全新的、动态的电力流动“合理定价”。
澳洲能源市场委员会（AEMC）：作为规则制定者，负责确立监管框架。其通过制定《国家电力规则》，明确定价原则、可回收成本范畴与方法，为后续执行提供制度依据，例如引入储能免双重收费等机制。
AEMO：作为系统规划者，其战略决策直接影响电网长期成本。通过制定《综合系统计划》等蓝图，推动关键输电项目投资。这些投资一旦获批，将计入监管资产基础，构成未来几十年通过电费回收的主要成本来源。
澳洲能源监管局（AER）：作为价格核定者，是直接的监管机构。它每五年全面审查电网公司的收入提案，核定其未来五年的“最大准许收入”，旨在确保公司获得合理回报的同时，防止其向用户转嫁不必要的成本。
输/配电公司：作为方案执行者，在监管框架内将核定收入转化为具体价格。它们负责进行年度费率调整，综合考虑通胀、激励奖惩、销量预测等因素，最终形成面向终端用户的分时电价、需量电价等，并在长期收入稳定的前提下实现价格的审慎浮动。
澳大利亚对输配电网络的定价共享同一基石：“积木法”与“最大准许收入”。然而，在成本如何分摊、价格如何形成这一关键环节上，两者因网络特性与用户规模的不同，走上了截然不同的道路。
无论是输电还是配电公司，其盈利模式均非简单的“多卖多得”。澳大利亚能源监管局（AER）每五年运用“积木法”，一次性核定电网公司在未来五年内的“最大准许收入”。这一机制的核心哲学是“管总不管细”：监管者锁定电网公司的总收入池，确保其回收提供高效服务所需的合理成本。
表1 最大准许收入构成要素
2、分化路径：成本分摊与价格形成机制
在总收入约束确定的前提下，输电与配电的定价机制出现了本质分化：输电侧重于“资产与节点的物理对应”，配电侧重于“用户群体的行为引导”。
输电定价：基于资产类别的节点成本分摊
输电定价的核心逻辑是“成本反射性”，即尽可能将成本精确归因于特定的受益者或位置。其基础框架通过将服务拆解为四类，实现了高度的“节点化”定价。
表2 输电服务分类与定价机制
随着能源转型的深入，输电定价正突破传统的“物理连接”范畴。系统强度费的引入标志着定价逻辑开始向“稳定性服务”延伸，解决了过去新接入者必须自行建设资产“修补”电网的低效问题。此外，在可再生能源区（REZ），“接入权”竞价机制的探索，也正试图通过市场化手段更动态地解决拥堵与成本分摊难题。
配电定价：基于长期边际成本的资费结构设计
配电定价面对的是海量、异构的终端用户（百万级家庭与中小企业），无法像输电那样逐一计算节点成本，且由于配电服务还包括路灯、计量等特定服务，其核心逻辑为成本归责与激励设计法，通过设计合理的费率结构，在公平回收历史成本（剩余成本）的同时，通过价格信号影响用户未来的用电行为。
服务分类与收入管制：
标准控制服务：核心共享配电服务，受收入上限管制。
替代控制服务： 特定用户服务（如计量、公共照明），通常受价格上限管制（直接以此类服务的成本定价）。
配电服务定价遵循以下流程与原则：
1、用户分组：将具有相似负荷特性和连接性质的用户归为一类（如居民、低压商业、高压工业）。
2、计算长期边际成本（LRMC）： 价格信号必须反映未来因需求增长而导致的网络扩容成本。这是配电定价转型的核心，旨在抑制高峰需求。
3、设计价格结构：
面对分布式能源的爆发，配电定价正在经历一场从“单向”到“双向”的深刻重构。
双向定价： 表中新增的“出口电价”是改革的核心。它打破了电网只对“用电”收费的传统，开始对用户的“送电”行为进行价格引导，标志着配电网正式转型为双向互动的能源交易平台。
灵活性激励： 为适应储能发展，新规倾向于豁免储能系统在提供辅助服务时的部分网络费用，通过精细化的价格信号，避免双重收费，激发灵活性资源的价值。
三、现实挑战：量价背离与双向潮流的双重冲击
根据AER发布的《2024年能源市场状况报告》，电力网络相关费用已占到居民用户电费总额的46%。在这一高昂成本的背后，澳洲电网正面临着前所未有的“双重挤压”，迫使现行的定价体系必须加速革新。
首先是“固定成本与按量计费错配”带来的回收难题。随着屋顶光伏的爆发式增长，用户的自发自用率大幅提升，导致从电网购买的电量（下网电量）显著减少。然而，电网的建设与维护成本绝大部分属于刚性的“沉没成本”，并不随输送电量的减少而降低。当分母（售电量）变小，而分子（总成本）维持不变甚至增加时，单位电价被迫上涨。这种上涨又进一步刺激用户安装光伏或储能以实现“离网”或减少依赖，从而引发“电价上涨—销量下降—电价再涨”的恶性循环。
其次是电网“转型与通胀”带来的投资压力持续攀升。为保障供电可靠性、应对极端气候以及支持净零排放转型，电网必须持续进行高额资本支出。受通货膨胀、融资成本上升及供应链紧张影响，电网运营成本显著增加。以昆士兰州为例，AER针对Energex和Ergon Energy等配电公司即将开启的2025-2030监管周期，其核定的预期收入上限均显示出双位数的显著增长需求。
最后是“双向潮流”带来的技术与定价机制失效。高比例可再生电源的接入，使得电网负荷呈现出极端的“鸭子曲线”特征。电网不仅要解决晚间高峰的拥堵，更要应对中午时段光伏大规模倒送带来的电压越限与系统稳定性问题。传统的单向、单一费率定价机制对此已束手无策——它既无法通过价格信号抑制加剧中午拥堵的送电行为，也无法激励用户利用电池或电动汽车进行“削峰填谷”。这种技术特性与定价机制的脱节，使得推行“成本反射性定价”已刻不容缓。
因此，构建适应双向潮流的“双向定价”体系已刻不容缓。下一篇文章将进一步触及澳洲输配电价改革核心，探讨其如何构建与双向潮流相适应的“双向定价”机制，通过精细化的价格信号，在回收网络成本的基础上，主动引导用户用电行为，从而平抑峰值负荷、优化潮流分布，最终提升整体电网效率、延缓昂贵电网升级投资。
