04| 看懂容量电价与基本电费

上一篇《看懂电力市场：一度电的价格是怎样形成的》介绍了电能量价格、输配电费、系统运行费用等电价组成。

但对于充电场站，仅知道“一度电由哪些费用组成”还不够。场站的用电成本，还与需要多大的供电能力、主要在什么时段用电有关。

这就涉及三个容易混淆的概念：

• • 容量电价： 位于发电侧，用于补偿可靠供电能力；

• • 基本电费： 位于用户侧，反映用户需要多大的供电能力；

• • 分时电价： 通过尖、峰、平、谷等价格差异，引导用户调整用电时间。

容量电价解决“谁来提供可靠供电能力”，基本电费反映“用户需要多大的供电能力”，分时电价则影响“用户什么时候用电更划算”。

容量电价、基本电费与分时电价的关系

对于充换电场站，还需要注意一项特殊政策：国家政策明确，到2030年前，对实行两部制电价的集中式充换电设施用电免收需量（容量）电费。具体认定、报装和计量要求，以当地执行规则为准。

与商场、园区或工厂共用受电设施时，充电负荷会并入主体用户。主体用户按最大需量计费时，充电负荷可能抬高计费需量；按变压器容量计费时，则可能占用既有供电容量，并在增容后增加基本电费。

因此，判断一座充电场站的用电成本，不能只看平均电价，还要结合接入方式、计费身份、容量配置和用电时段综合分析。

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一、电量之外，为什么还要为容量付费

电量反映实际使用了多少电，容量则反映系统需要提前准备多大的供电能力。

但电力系统要稳定运行，不能等用户开始用电时，才临时去准备发电机组、电网通道和调节资源。

无论用户此刻是否正在用电，电源、电网和调节能力都需要提前建设、长期维护，并在系统需要时随时可以投入运行。

这部分为了“保证有能力供电”而发生的成本，并不会完全体现在每一度电的电能量价格中。

因此，除电能量交易价格外，电费中还可能包含与“容量”相关的费用：

• • 发电侧容量费用，用于补偿调节性电源保持可靠可用能力，通常按照用电量向用户分摊；

• • 用户侧基本电费，用于反映电网为用户准备的供电能力，按照变压器容量或最大需量计收。

这也是理解容量电价与基本电费的起点。

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二、发电侧容量电价

随着新能源装机占比持续提升，风电和光伏出力波动带来的系统调节压力不断加大。仅依靠电能量市场，并不总能覆盖部分保障性电源和调节性资源的固定成本。

因此，发电侧容量电价的作用，就是对这些能够在关键时刻提供支撑的资源给予一定补偿。它所补偿的，不是某一时刻实际发出了多少电，而是这些资源保持可用状态、在系统需要时能够稳定提供容量支撑的能力。

按照现行国家机制，调节性电源容量电费和可靠容量补偿费用纳入当地系统运行费用，并按照相关规则向用户分摊。受地区市场机制、政策阶段和账单展示方式影响，历史账单中也可能在市场化购电费等项目下单独列示。

也就是说，用户看到的每度电成本里，可能已经间接包含了为保障系统可靠运行所支付的一部分容量费用。

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三、用户侧基本电费

与发电侧容量电价不同，用户侧基本电费是面向执行两部制电价的工商业用户收取的。

所谓两部制电价，是指电价计收同时包含电量电费和基本电费两部分。

电量电费随实际用电量变化，基本电费则按照变压器容量或最大需量计收。

下面是一张工商业用户电费通知单示例。账单中的尖、峰、平、谷费用按照各时段用电量计算，基本电费则根据最大需量单独列示。

账单所属月份为2024年11月，仅用于说明账单结构，不代表2026年现行价格标准。

账单中多处出现“容量”相关费用，并不代表重复收取同一笔费用。

• • ①市场化购电费中的容量补偿，通常按照用电量分摊，但是否单独列示、由哪些用户承担以及如何传导，取决于当地市场规则和购电方式；

• • ③“输配容（需）量电费”是用户侧基本电费，一般按照变压器容量或最大需量计收；本账单采用的是最大需量计费方式；

• • ④系统运行费中的煤电、抽水蓄能等容量类费用，原则上由适用范围内的工商业用户按照用电量共同分摊，与该用户自身的变压器容量或最大需量无关。

简单来说： ①和④主要按照用电量分摊，③才按照用户自身的容量或最大需量计收。

1. 按变压器容量计费

如果用户选择按容量计费，基本电费通常按照变压器容量乘以对应单价计算。

变压器容量越大，每月需要承担的固定费用通常越高。

这种方式更适合负荷相对稳定、最大负荷与报装容量差距不大的用户。

2. 按最大需量计费

如果用户选择按最大需量计费，则根据计费周期内出现的最大需量来计算基本电费。

对负荷波动较大、具备峰值控制能力的用户，这种方式有时更灵活。

但如果在需量计量窗口内持续出现较高负荷，就可能抬高当月的计费需量。

需要特别注意的是，行业里有时会把“按容量收取的基本电费单价”口头称为“容量电价”。 这容易与前面提到的发电侧容量电价混淆。两者所处环节、计费逻辑和付费对象都不相同。

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四、分时电价正在怎样变化

除了容量电价和基本电费，充电场站还非常关心分时电价。

分时电价作用于电能量价格，通过在高峰、平段、低谷等不同时段设置不同价格，引导用户调整用电时间。

对充电场站来说，这直接影响不同时间段的度电成本。2026年3月1日起施行的《电力中长期市场基本规则》进一步区分了两类用户的分时价格形成方式。

直接参与市场交易的经营主体，其交易分时电量和价格通过约定或竞争形成，不再统一规定分时电价水平和时段；

电网代理购电用户，仍执行由政府价格主管部门结合现货市场运行情况优化后的峰谷时段和价格浮动比例。

这并不意味着分时电价被取消，而是不同用户采用不同的价格形成方式：直接参与市场交易的用户，分时价格更多通过市场交易和零售合同形成；电网代理购电用户，则继续按照当地公布的分时电价政策执行。

随着新能源出力和系统负荷特征变化，各地的峰谷时段和价差也可能随之调整。例如，在光伏占比较高的地区，午间可能出现低价时段；傍晚随着光伏出力下降、用电负荷上升，价格则可能走高。

需要进一步说明的是，2026年8月1日起执行的第四监管周期政策，主要调整各省、不同电压等级的输配电价，并不直接规定峰谷时段。

充电场站的分时价格，还取决于当地分时电价政策、市场交易方式和零售合同。现货市场价格虽然更加细化，但不会直接等同于所有充电场站的最终结算电价。

因此，对充电场站而言，需要分开看三件事：

• • 输配电价：反映电网输送环节的成本；

• • 基本电费：在执行两部制且未享受减免时，形成与容量或需量相关的固定费用；

• • 分时价格：影响不同时段的电能量成本。

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五、充电场站的供电接入与用电成本

充电场站采用高压还是低压接入、独立报装还是共用受电设施，不仅影响供电能力和建设投入，也会影响电量计量、费用结算和实际用电成本。

这两个维度需要分别判断：

• • 高压接入还是低压接入，主要影响供电能力、配电建设和扩容空间；

• • 独立报装还是共用受电设施，主要影响计量边界、费用结算以及基本电费的承担或分摊关系。

1. 高压接入与低压接入

高压接入通常适用于功率需求较大、需要配置独立变压器的场站。它能够支撑更大的充电负荷，在电网接入条件允许的情况下，通常更有利于支撑较大负荷和后续扩容。，但需要承担变压器、高压开关、保护计量、配电房建设及后续运维等成本。

低压接入通常建设周期较短、初始投入较低，也不需要自行建设完整的高压变配电系统，但可接入容量有限，较难支撑大规模快充或重卡充电，后期扩展能力也相对受限。

因此，高压接入与低压接入不能只比较电价，还要综合考虑：

• • 场站规划功率；

• • 年预计充电量；

• • 同时充电需求；

• • 接入和配电投资；

• • 后续扩容空间；

• • 长期运维成本。

2. 独立报装与共用受电设施

独立报装的场站通常具有独立户号和计量装置，充电电量、电费及相关成本可以单独核算，费用边界相对清晰。

共用商场、园区或工厂受电设施时，电网按照总表向主体用户结算电费，运营商则根据充电桩计量数据，与充电用户按照公示的充电电费和服务费进行结算。

如果主体用户执行两部制电价，充电负荷还可能占用既有变压器容量，或者抬高主体用户的最大需量。相应基本电费通常先由总户号主体向电网缴纳，再根据场地方与运营商之间的合同约定，确定由哪一方承担或如何分摊。

因此，用户订单中的充电价格与场站实际用电成本并不完全相同。基本电费由哪一方承担，取决于总户号关系及双方合同；场租、设备折旧和运维等经营成本，则通常由运营商通过服务费收入、场地合作或其他商业安排消化。

也就是说：

充电场站应先明确接入方式和报装关系，再判断是否执行两部制电价及相关减免政策，最后比较不同方案下的建设投入、运行成本和扩容成本。

充电场站供电接入与用电成本判断

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六、充电场站如何规划和管理容量

即使符合条件的集中式充换电设施可以免收需量（容量）电费，容量管理仍然非常重要。

因为变压器、配电系统、接入工程和闲置供电能力都是真实投入。容量配置过大，会造成建设投资和供电能力闲置；容量配置过小，又可能导致高峰时段排队严重、服务能力不足，甚至需要再次增容。

1. 不能简单按终端额定功率之和配置容量

充电设备额定功率之和，并不等于场站必须配置的供电容量。

真正需要考虑的是：

• • 车辆到站规律；

• • 同时充电数量；

• • 单车实际可接受功率；

• • 单车停留时间；

• • 允许排队时间；

• • 未来业务增长；

• • 光伏和储能是否参与协同。

场站需要配置的，不是理论总功率，而是满足服务目标时可能出现的最大同时负荷。

2. 动态功率分配可以提高容量利用率

当多辆车同时充电时，平台可以根据车辆剩余电量、预计离场时间和充电需求动态分配功率，将场站负荷控制在接入容量范围内。

对仍需缴纳基本电费的用户，这有助于减少需量计量窗口内的负荷高峰对计费需量的影响。

对享受基本电费减免的独立集中式充换电站，其主要价值则是提高容量利用率、减少变配电投入并延缓扩容。

3. 储能和分时调度可以进一步优化容量使用

如果场站配置储能，可以在低价时段充电、高负荷时段放电，缓解接入容量压力。同时，结合分时电价引导用户在低成本时段补能，也有助于优化负荷曲线。

因此，容量管理不是单纯控制一笔基本电费，而是围绕供电能力、建设投入、时段电价和场站服务能力，进行全生命周期优化。

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结语

看懂容量电价与基本电费，关键不只是记住两个概念，而是理解它们分别作用在什么环节、由谁承担、如何传导到充电场站成本中。

对充电运营商来说，容量管理并不只是电费管理。它从场站规划阶段的高压接入或低压接入选择开始，贯穿变压器和配电系统建设、投运后的动态功率分配、储能调度以及未来扩容。

对于符合条件的集中式充换电设施，基本电费减免降低了固定用电成本，但并不意味着容量可以无限配置。真正需要管理的，仍然是场站全生命周期的容量成本：在满足充电需求的前提下，用合适的接入方式和容量配置，提高供电资源和设备投入的利用效率。

当场站进一步具备负荷预测、功率控制、资源聚合和计量结算能力后，也就具备了参与需求响应、虚拟电厂等业务的技术基础。实际参与仍需满足当地市场准入、计量通信和调度运行等要求。

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参考资料

1. 1. 国家发展改革委、国家能源局：《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）https://zfxxgk.ndrc.gov.cn/web/iteminfo.jsp?id=20602

2. 2. 国家发展改革委、国家能源局：《关于建立煤电容量电价机制的通知》（发改价格〔2023〕1501号）https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202311/t20231110_1361897_ext.html

3. 3. 国家发展改革委、国家能源局：《电力中长期市场基本规则》（发改能源规〔2025〕1656号）https://zfxxgk.ndrc.gov.cn/web/iteminfo.jsp?id=20581

4. 4. 国家发展改革委：《关于第四监管周期省级电网输配电价、区域电网输电价格及有关事项的通知》（发改价格〔2026〕1077号）https://zfxxgk.ndrc.gov.cn/web/iteminfo.jsp?id=20643

5. 5. 国家发展改革委、国家能源局：《关于加快推进充电基础设施建设 更好支持新能源汽车下乡和乡村振兴的实施意见》（发改综合〔2023〕545号）https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/202305/t20230517_1355814_ext.html

6. 6. 国家发展改革委办公厅：《关于完善两部制电价用户基本电价执行方式的通知》（发改办价格〔2016〕1583号）https://www.ndrc.gov.cn/xxgk/zcfb/tz/201607/t20160706_963122_ext.html