澳大利亚是怎样通过配电监管打破垄断的？

澳大利亚配电监管政策的历史演进

从时间顺序上看，澳大利亚配电监管经历了三个阶段的变革：

第一阶段是1991～1993年，特点是电力工业结构性重组。1991年以前，澳大利亚各州都有垂直一体化的电力公司，配电业务为各公司整体业务的一个环节。1991年，澳大利亚成立临时的国家电网管理委员会(NGMC)，对多个州的电力工业进行结构性重组改革，为建立全国性跨区电力市场创造了基础条件。

第二阶段是1993~2000年，特点是构建统一的电力市场体系。1993～1994年，澳大利亚进行了全国电力市场规划与设计，尝试开放各州配电业务下游的电力零售环节。1994年，维多利亚州率先进行电力市场化改革试点并取得成功后，其他各州也陆续推进电力市场化。1996年建立了新南威尔士州电力市场，1997年新南威尔士州与维多利亚州按市场方式运作进行了电力交换。1998年建立了昆士兰州电力市场，同年澳大利亚国家电力市场(NEM)开始运作。NEM最初覆盖维多利亚、新南威尔士、昆士兰、南澳和首都领地五个行政区。最终，澳大利亚形成了澳大利亚国家电力市场和西澳大利亚电力市场(WAEM)，另外还有Northern Territory和Horizon Power franchise两家垂直一体化的电力公司。在两个电力市场中，配电业务的上游电源和下游售电都是开放和自由竞争的，而两家垂直一体化公司中的配电上游电源和下游售电仍有固定对象。

第三阶段是2000年至今，特点是构建新的监管体系。在此之前，澳大利亚并没有成立全国性电力监管机构，电力监管职能分散于联邦和州政府或领地政府下设的各级机构。2005年，澳大利亚在国家层面成立两个新的监管机构对电力监管职能进行全面整合。一个是澳大利亚能源市场委员会(AEMC)，负责包括配电监管法规在内的全国性电力法规的制定;另一个是澳大利亚能源监管委员会(AER)，负责在国家层面上对包括配电在内的电力行业各环节进行监管，并负责相关法规、条例的执行工作。经过一系列改革，以前的垂直一体化管理体制改变为发、输、配、售电全面分开，发电采用竞价上网，售电端通过市场竞争售电，输配电网络实行政府定价、公司运营的监管体制。

澳大利亚现有配电监管机制

目前澳大利亚的配电采用加权平均价格上限制，即在满足服务质量的前提下，配电价格体系的加权平均值不能超过监管机构核定的上限。

加权平均价格上限通过最大允许收入和预测配送电量进行计算：

加权平均价格上限=最大允许收入/预测配送电量

配电公司监管期内每一年的预期收入需求采用构件模型(Building Block Model)和资产基础滚动模型(RollForward Model)计算。

收入构件模型

最大允许收入=资本回报+运营支出+折旧补偿+税务补偿+激励与调整

资本回报：为监管资产基础(RAB)与加权平均资本成本(WACC)的乘积。WACC=债务成本×杠杆率+税后股本成本×(1-杠杆率)

运营支出(OPEX)：运维费用主要用于支付员工工资、设备维护、第三方的委托服务费用等。

折旧补偿：监管机构统一规定了各类配电设备的标准资产寿命(Standard Asset Life)，采用直线折旧法对配电公司监管资产基数的折旧进行补偿。在预测折旧额时还要考虑预测资本性支出以及通货膨胀影响。

税务补偿：在配电公司生产运营过程中，各级政府收缴的各类税费被视作经营成本的一部分，可以通过收入机制得到补偿。

激励与调整项：一是服务目标绩效激励机制(SPTIS)，通过将配电公司可靠性指标、电能质量指标等绩效指标与标准值的对比，进行奖惩;二是效率收益分担机制(EBSS)，让配电公司与用户共享效率提升实现的增收或承担效率下降所致的损失;三是需求管理激励机制(DMIS)，配电企业研发和应用需求管理新技术的费用，以及由于需求侧管理间接使用电量下降导致配电公司实际收入降低的损失，可纳入监管收入回收。

资产基础滚动模型

即本监管期末RAB(Closing RAB)是以本监管期初的RAB(Opening RAB)为起点，通过核算本监管期内影响RAB的各项增减因素得到的。在监管期的最后一年，配电公司预测未来五年的资本性支出、通货膨胀、监管折旧和资产处置情况，目的是为了计算下一监管期的最大允许收入。

年度期末RAB=年度期初RAB+年度资本性支出+通胀调整-折旧-资产处置

年度资本性支出：资本性支出主要用于配电网的扩建、老旧设备的更新改造、与配电业务相关的支持系统投入等。

通货膨胀调整：在RAB的滚动模型中考虑了通货膨胀的因素。通货膨胀水平的预测采用央行的通货膨胀预测数据。

监管折旧：计算方法与构件模型中折旧补偿部分相同。