输电接入改革的核心命题在于如何构建更精确、更前瞻的区位价格信号，以引导发电资源高效布局、激励输电资产优化投资，提升整个电力系统经济性与可靠性。

• 区域定价的失灵与节点定价的理想困境

澳大利亚国家电力市场长期采用的区域定价机制，在风光等波动性电源高占比下，其缺陷被急剧放大。这主要体现在：拥堵时发电商的“非成本竞价”扰乱市场秩序；调度系统因价格信号失真可能优先调用高成本机组；投资者因缺乏精确区位信号而面临选址与投资失当的风险。

理论上，节点边际定价（LMP） 是反映实时拥堵成本、引导资源最优配置的理想方案。澳大利亚对此进行了长期探索，提出了多种模型（如下表），但均因市场成熟度、实施复杂性、改革成本及利益平衡等因素未能落地。

图1 输电接入改革演变进程

表1 输电接入改革的不同模型

• 渐进式优化完善：在现实中强化信号

在理想化改革受阻后，澳大利亚转向了一条务实的渐进式路径，通过在现有框架内“打补丁”，并与行政规划（如可再生能源区REZ）协同，多维度增强区位信号。

（1）增强信息透明化：AEMO自2024年起发布年度《增强区位信息报告》，标识全网拥堵热点与系统强度薄弱区，旨在弥补区域电价模糊性，从信息层面引导投资科学选址。

（2）创设系统强度费：这是应对新能源并网导致系统强度下降的关键制度创新。该费用向依赖电网提供强度支撑的发电商（如大型光伏、风电）征收，将其对系统强度的需求成本区域化。（表2）。

表2 系统强度改革框架

根据AER批准的各输电公司2024-25年度定价提案（Pricing Proposals），新南威尔士州（Transgrid）和昆士兰州（Powerlink）的系统强度单位价格（SSUP）普遍在2176至3000澳元/MVA/年之间。对于一个位于电网末端、短路比需求较高的大型新能源项目，经区位因子（SSL）放大后，仅此一项的年度运营成本就可能高达数百万澳元。

（3）激励运营商主动管理：AER审查完善服务目标绩效激励计划，鼓励输电服务商优先采用变压器升级、储能等非网络方案来缓解本地拥堵，而非仅依赖新建线路。

二、配电价改革：确立“双向定价”新机制

到2050年，屋顶光伏、储能、电动汽车等海量分布式资源预计将供应全国超45%的电力，但电力“倒灌”的新模式给澳洲传统配电网带来诸多压力。为此， AEMC于2021年修订电力规则，正式确立“双向定价”机制。

• AER：强化电价监管，优化激励机制

作为核电价监管者，AER致力于搭建能激励高效、保障公平的全新市场“脚手架”，其努力集中在四个关键方面：

• 明确规则：为电力出口服务制定清晰指南，同时更新并网规定，防止配电公司“一刀切”限制需求侧电力出口服务，确保用户享有公平接入权。

• 优化激励：通过改革绩效激励计划，引导并“奖励”配电公司主动提升电网承载双向潮流的能力。

• 透明监督：新增针对电力出口服务的年度专项绩效评估与公开披露要求，让配电公司的服务质量和效率置于阳光之下。

• 科学定价：开发评估电力出口网络价值的方法论，为电网投资规划以及更精细的定价提供价值锚点。

• 配网公司：标配上网服务，优化资费方案

配电公司DNSP是承载改革落地的关键实体，其核心任务是在AER构建的灵活监管框架内，牢守用户权益底线，因地制宜地设计并执行具体方案，将“双向服务”从概念变为现实。

自2014年起，以5年监管期为窗口，配电公司须定期提交资费结构说明（Tariff Structure Statement），并经AER审批。不同配电公司每个监管期可能存在错位，针对电力出口服务的创新进展也略有不同。

• 第二轮监管期：配电公司可向AER申请新资费方案试点，积累双向定价的执行经验，为下一轮监管期收费方案设计奠定基础。目前，已累计开展近40次新资费试验。

• 第三轮监管期：配电公司针对“双向服务”设计的新收费方案将纳入第三轮监管期提交的提案交由AER审批。未曾开展资费试点的配电公司也需要在提案中说明针对电力出口服务的收费规划。

  
  

监管期为2024年-2029年的配电公司将成为最早一批正式提供双向服务的主体。AER于2024年4月准许Essential Energy提交的关于2024-2029年的收入提案，其中针对各类型用户设计了不同的双向资费方案。下面，以Essential Energy为例，揭示配电公司的定价策略。

（1）用户分类

Essential Energy将用户划分为次级输电（sub-transmission）、高压需求（high-voltage demand），低压大型企业（low-voltage large business），低压居民与小型企业（low-voltage residential and small business）和无供电（unmetered supply）五个类别，其中前四个类别适用双向服务。

（2）定价流程

1）设置基础出口额度。考虑网络承载能力，光伏上网电量预测，地理区位限制等多项因素，可分时段设置基础额度要求。Essential Energy设置每日上午10点至下午3点，出口量在1.5 kW（或1.5kWh每小时）以内的部分可免费上网。其他时段电量上网均不收费。

 2）计算增量成本作为出口收费定价基础。根据电压等级，基于平均增量成本法，分别计算提供出口服务的长期边际成本LRMC，作为设定可变收费部分的基础。

3）成本转化为价格。使用调节因子将LRMC转化为相应的电价。

4）设计电费结构。

对于涉及双向服务的客户类别，采用分时设计架构：在上午10点至下午3点的上网电量超出基础额度，则须收取出口费用。在下午5点至晚上8点向电网送电，可获得出口返利。

不同类型用户定价水平存在差异：

低压住宅和小型企业客户，出口收费基于用量计量，2025-2026年的价格水平为0.8172 c/kWh。出口返利的设置在理论上与同时段峰值消费电价对称，以便通过易理解、执行的方式激励客户在用电高峰时段向电网输电，缓解压力。但实际定价时可能因包含剩余成本分摊等因素，导致数值不完全相等，目前住宅用户的返利水平为11.725 c/kWh，小型企业为12.0871 c/kWh.

其他类型低压客户，如：储能及混合系统，其出口收费基于需量计量，超出免费额度部分的价格为1.1798 $/kW/M。出口返利由于不存在类似低压住宅用户可参考的峰时用电价格且缺少试点数据支撑，其价格水平目前设置为5.1247 c/kWh。

高压储能和混合系统客户的出口收费也是基于需量计量，为0.9725 $/kW/M，但不设置出口返利。

图2 Essential Energy 2025-2026电费结构表

这些举措共同构成了双向服务时代的监管基石，旨在引导市场从被动应对转向主动拥抱分布式能源革命。

澳洲的输配电价改革始终围绕“以精细化价格信号驱动电力系统转型”这一核心展开。尽管输电网的接入改革尚未有可落地的方案，而是采取系列相对保守稳健的替代措施，但配电网以“双向定价”正式确立分布式资源的服务价值，推动电网向智能、互动方向演进。两方面的改革共同勾勒出高比例可再生能源时代电力系统运行与投资的新范式。

下一篇文章将横向对比澳洲与我国在输配电价改革方面的异同，探讨两国在应对能源转型与电网现代化挑战中的策略选择与启示。