从6月整体市场行情看，丰水期供需基本面呈现"供给充裕、需求偏弱"特征。供给侧，流域来水偏丰，全省来水较去年同期偏多10.0%，较多年同期均偏多17.8%，水电出力大幅提升。需求侧，6月全省气温未出现持续性高温天气，用电需求偏弱，市场供需整体宽松。

6月，从日内出清电量结构来看，水电持续占据主导地位，全月各时段水电出清电量维持在20.54~24.50万兆瓦时区间，占当日总出清电量的72.61%~85.78%。6月中上旬，水电出清电量在63.78~72.45万兆瓦时区间，各日间出清电量变化幅度不大；6月中下旬，随着来水进一步增加，水电出清电量占比持续攀升，由中旬的67.07万兆瓦时逐步攀升至月底的83.52万兆瓦时。火电出清电量全月则维持在较低水平，全月各时段火电出清电量维持在2.57~3.20万兆瓦时区间，占当日总出清电量的9.47%~11.10%。6月中上旬在6.04~18.22万兆瓦时区间；6月17日起，日内出清火电电量骤减，从10.15万兆瓦时减至5.98万兆瓦时，一路下探至月底4.19万兆瓦时。

用电侧方面，6月上旬四川盆地及攀西地区出现阶段性高温天气，用电需求出现阶段性增长；中下旬受两次冷空气影响，全省气温波动明显，加之阴雨日数增多、日照偏少，用电需求整体不及预期。

1.气温情况

图1: 6月温度日历热力图（单位：℃）

图2: 6月每日平均温度趋势（单位：℃）

6月，四川省气温整体偏低，但受冷空气影响出现两次明显降温过程（6月7-8日、6月8-11日），盆地各区域降温幅度普遍在5~11℃之间，攀西地区及川西高原降温幅度达8~10℃。全月最高平均温度出现在6月6日，约为26.66℃；最低平均温度出现在6月8日，约为19.14℃。整体来看，6月温度在19.14~26.66℃区间。平均日最高气温均值为27.3°C、峰值36.9°C，绵阳最高（30.3°C）、甘孜最低（17.9°C）。偏低气温虽有利于提升光伏组件效率，但由于降温后降水偏多导致光照不足，综合制约光伏出力。

2. 热辐射情况

图3: 6月四川省热辐射与气温分布情况（热辐射单位：kWh/m2/日  温度单位：℃）

全省日均热辐射均值为9.528 kWh/m²/日，内江最高（10.147）、甘孜最低（7.676）。全省月累计热辐射总量为6002.51kWh/m²，每兆瓦发电总量为487.28万kWh。

3. 降水量情况

图4: 6月四川省月累计降水量分布情况（单位：mm）

全月累计降水量均值为133.0mm，降水最多的为攀枝花（257.4mm），最少的为成都（45.1mm），整体呈川西高原及盆地东部降水较多、盆地中部偏少的分布格局。降水前五位依次为攀枝花、甘孜、广安、阿坝、凉山，6月降水量均高于均值，甘孜、阿坝、凉山作为省内主要光伏出力区域，光伏出力水平有所下降。

图5: 四川省2026年6月每日平均降水量趋势（单位：mm）

全月降水分布较为分散，无明显持续多雨或干旱时段。6月7日平均降水量相对最多，为0.94mm；6月10日平均降水量为0.02mm，相对最少。全月平均降水量在0.02mm~0.94mm之间波动。

4.风速情况

图6: 四川省2026年6月每日平均风速趋势（单位：km/h）

全月风速波动较小，仅在6月7日出现明显峰值，达到14.23km/h，为当月平均风速最高值；6月21日和22日平均风速也有所上升，分别为7.52km/h和7.47km/h。其余日期平均风速大多在4.00km/h至5.50km/h之间，变化幅度微弱。

5. 入库流量情况

图7: 四川省2026年6月大中型水库入库流量情况表（单位：m³/s）（按日期）

6. 蓄水水量情况

图8: 四川省2026年6月蓄水水量情况表（单位：百万m³）（按日期）

6月1~30日，入库流量整体呈波动上升趋势，在6月26日出现明显峰值。全月蓄水量震荡攀升，中下旬增幅明显，月末达到月内高点。入库流量从月初615053.97m³/s增至月末1421411.12m³/s的走势，整个6月来水条件持续改善，水电发电能力也随之增强。

7. 煤炭情况

       图9: 动力煤价格情况（单位：元/吨）

6月动力煤出厂平均价584元/吨，环比上涨57.02元/吨，涨幅10.82%，按300g/度标准煤耗测算，燃煤火电边际发电成本上升0.0171元/千瓦时；同比上涨86元/吨，涨幅17.27%，按300g/度供电煤耗测算，燃煤火电边际发电成本上升0.0258元/千瓦时。

1.中长期交易及现货市场出清量价数据汇总

图10: 2026年四川省内年度中长期集中交易、1-6月中长期交易及现货市场出清量价情况表 （单位：元/兆瓦时）

图11: 2026年年度中长期集中交易成交量价、1-6月现货市场出清量价、1-6月中长期交易成交量价情况（按月度）

2026年1-5月，四川电力市场现货出清及月度集中交易呈现阶段性波动特征。现货市场方面，出清电量在2月触底（1470.3万兆瓦时）后逐步回升，至5月已达2169.3万兆瓦时，较2月低点增长47.54%；实时市场月度加权均价则震荡明显，2月降至239.28元/兆瓦时的低位后，3-4月连续反弹，5月再度回落至286.28元/兆瓦时。中长期月度月内交易方面，成交电量呈逐月递增态势，从1月的223.1万兆瓦时稳步升至5月的337.2万兆瓦时；月度月内加权均价前4个月相对平稳（338.7-379.6元/兆瓦时区间），5月出现明显下调，降至259.8元/兆瓦时，与现货市场加权均价走势趋同。

进入6月，现货市场全月出清总量进一步扩大至2677.53万兆瓦时，较5月出清总量2169.3万兆瓦时，上涨23.42%。6月中长期交易全月出清总量为395.6万兆瓦时，较5月出清总量337.2万兆瓦时，上涨17.32%。6月中长期月度月内滚动交易成交加权均价138.1元/兆瓦时，较5月加权均价259.8元/兆瓦时，下跌46.84%。6月实时市场月度加权均价111.43元/兆瓦时，较5月加权均价286.28元/兆瓦时，下跌61.08%。6月中长期月度月内滚动交易成交加权均价与实时市场月度加权均价价差为26.67元/兆瓦时。

按日期维度：

图12: 6月现货成交量与中长期成交量对比情况表（按日期）

图13: 6月现货加权均价与中长期加权均价对比情况表（按日期）

6月现货均价呈"月初高位震荡、中旬断崖下跌、下旬低位徘徊"走势，中长期均价呈"月初微幅波动、中旬持续下行、下旬低位企稳"态势。两市场价差上中旬交替领涨、波动剧烈，中下旬逐步趋同、收窄均衡。

月初（1~6日）现货持续溢价，价差20.00~50.98元/兆瓦时。上中旬（7~15日）两市场交替领涨，经历两轮反转：7~8日中长期溢价，价差-56.97~-54.79元/兆瓦时；9~11日现货反超，10日价差达全月最大226.51元/兆瓦时；12~15日回归中长期溢价，价差36.51~-29.57元/兆瓦时。中旬（16~20日）现货断崖跌至-1.87元/兆瓦时，后维持10.13~25.13元/兆瓦时，中长期持续高于现货，倒挂明显。下旬（21~30日）现货9.89~40.06元/兆瓦时，中长期28.06~51.77元/兆瓦时，两市场趋同，价差较中旬明显收窄。

按时段维度：

图14: 6月现货加权均价与中长期加权均价对比情况表（按时段）

按时段看，中长期整体高于现货，呈中长期溢价特征，价差时段分化明显。与5月现货全时段溢价不同，6月价格关系逆转，主要因为丰水期水电出力大增，叠加用电负荷未现季节性峰值，现货价格中枢下移。

00:00-08:00：现货加权均价在94.25~131.03元/兆瓦时区间，中长期加权均价在128.10~161.92元/兆瓦时区间，价差在-33.85~-30.89元/兆瓦时。

08:00-14:00：现货跌至全时段低位（80.70~107.17元/兆瓦时区间），中长期同步下行（112.64~118.70元/兆瓦时区间），价差-31.94~-11.53元/兆瓦时，溢价收窄。10:00-11:00现货（80.71元/兆瓦时）及12:00-13:00中长期（112.64元/兆瓦时）分别为全月最低。

14:00-19:00：现货回升至102.04~130.72元/兆瓦时区间，中长期升至116.29~132.59元/兆瓦时区间，价差在-21.72~9.35元/兆瓦时，溢价全时段最低，18:00-19:00价差收窄至-1.87元/兆瓦时（全时段最小）。

19:00-24:00：现货晚高峰攀升至112.34~153.52元/兆瓦时区间，中长期涨至134.06~162.87元/兆瓦时区间，价差在-21.72~9.35元/兆瓦时，溢价较午间扩大。

按环比情况维度：

图15: 6月数据环比5月对比情况表  （单位：元/兆瓦时）

2.现货市场价格特征

按价格走势与成交量维度：

图16: 6月现货交易日内出清价格热力图  （单位：元/兆瓦时）

图17: 6月现货市场日内出清总电量、日内出清水电电量、日内出清火电电量、日内出清风电电量（按日期）

6月实时市场出清价在-50~541.52元/兆瓦时区间。现货实时市场出清月度加权均价111.42元/兆瓦时，较5月的286.28元/兆瓦时下跌61.08%。

日内出清电量平均值为71.88万兆瓦时，高于平均值的共12天（6月15日、19~20日、22~30日）；其余低于平均值，主要分布在1~14日及16~18日。

价格方面：3~6日量价同步上行（现货加权均价在229.32~318.27元/兆瓦时区间）；7~14日及19~21日呈“低量低价”（现货加权均价在10.00~25.13元/兆瓦时区间）；22~27日呈“量高价低”（现货加权均价在9.89~29.74元/兆瓦时区间）。全月价格反弹与成交量不同步：16日触发风险防控机制后价格抬升但量未超均值；22~27日成交量超均值但价格未回升，仍处于9.89~29.74元/兆瓦时区间。

按日期维度：

图18: 6月现货交易出清量及出清加权均价（按日期）

月初（1-6日）：成交量85.05~95.78万兆瓦时；现货加权均价在196.04~318.28元/兆瓦时区间，价格高位震荡，量价同步上行。

中上旬（7-15日）：现货加权均价在95.55~334.36元/兆瓦时区间，7~8日下行，9~10日反弹至全月最高334.36元/兆瓦时，11~15日回落至129.31~178.09元/兆瓦时区间；成交量7~11日处于低位（79.78~88.46万兆瓦时区间），12~15日放大至87.38~93.40万兆瓦时。

中下旬（16-19日）：16日现货加权均价骤降至-1.87元/兆瓦时，触发低价风险防控机制；17~19日回升至16.41~25.13元/兆瓦时区间。成交量从88.95万兆瓦时持续收缩至86.06万兆瓦时，未随价格企稳回升。16日起降水量、入库流量及蓄水量均持续上升，水电出力于中下旬出现月度首个小高峰。

下旬（20-30日）：现货加权均价处全月最低（9.89~40.06元/兆瓦时区间），20~23日维持在10~11.34元/兆瓦时，24~27日回升，28~30日升至12.57~40.06元/兆瓦时。成交量多数日期超92万兆瓦时（20日、21日、27日、28日），呈“高量低价”态势。该时段入库流量及蓄水量均为月度峰值，水电出力显著增加。

按时段维度：

图19: 6月现货交易出清量及出清加权均价（按时刻）

00:00-07:00：量价同步呈“V型”走势，价格在90.19~153.35元/兆瓦时区间，05:00触底后回升；成交量25.78~28.35万兆瓦时，共振特征明显。

07:00-18:00：价格在69.20~130.00元/兆瓦时区间（10:15全时段最低价格69.20元/兆瓦时），成交量在26.73~28.96万兆瓦时区间（全天高位），呈“量高价低”，量价走势阶段性分化。

18:00-24:00：价格在75.57~174.84元/兆瓦时区间（22:15达全天最高174.84元/兆瓦时），成交量同步放大至29.27万兆瓦时，量价波动整体同步。

按最高与最低出清价维度：

图20: 6月现货交易最高与最低出清价（按日期）

最高出清价：541.52元/兆瓦时（出现于6月10日00:00，当日价差为447.18元/兆瓦时）。

最低出清价：-50元/兆瓦时，累计出现49个时刻，最长连续出现时长为5.75小时。6月13日至16日，多个交易日出现-50元/兆瓦时的最低出清价。其中，6月16日-50元/兆瓦时累计出现28个时刻，连续出现时刻共计23个。

最大日内价差情况：6月11日最高出清价为539.46元/兆瓦时，最低出清价为-7.24元/兆瓦时，价差546.70元/兆瓦时，相较5月最大日内价差482.57元/兆瓦时，环比上涨13.29%。

典型日分析：

6月10日 星期三（当月“天花板价”典型日）：

图21:6月10日典型日现货出清价格曲线  （出清价单位：元/兆瓦时  出清量单位：兆瓦）

该日00:00触及541.52元/兆瓦时的月度最高出清价，最低价94.34元/兆瓦时出现在22:00，日内价差达447.18元/兆瓦时。与往年同期100~150元/兆瓦时的均价水平相比，该日价格结构显著异化。96点价格曲线中，100~150元/兆瓦时区间几乎空白，价格密集扎堆于300~400元/兆瓦时区间，400~500元/兆瓦时区间亦有较多分布，整体呈现"凌晨及上午高企、午后回落、晚间骤升后急跌"的剧烈波动特征。该日成为6月价格走势的重要转折点，此后市场进入持续下跌通道。

6月13日 星期六（本月首次负电价集中出现典型日）：

图22:6月13日典型日现货出清价格曲线  （出清价单位：元/兆瓦时  出清量单位：兆瓦）

该日现货出清价格在-50~315.86元/兆瓦时区间，日内价差365.86元/兆瓦时。该日出现负电价共有19个时刻，持续负电价共有11个时刻，共计2.75小时；出现-50元/兆瓦时最低价共有9个时刻，持续-50元/兆瓦时最低价共有5个时刻，共计1.25小时。该日价格走势波动剧烈，凌晨至早间价格在70.00~315.86元/兆瓦时区间，晚间17:45-22:00价格持续低位，价格在19.81~208.22元/兆瓦时区间。该日起，低价行情正式启动。

6月16日 星期二（本月触发低价风险防控机制典型日）：

图23:6月16日典型日现货出清价格曲线  （出清价单位：元/兆瓦时  出清量单位：兆瓦）

6月16日截至9:45,实时现货市场价格低于0元/兆瓦时的时长累计达到8小时，根据《四川电力市场风险防控实施细则V4.0》及《关于调整优化<四川电力市场规则体系V4.0》有关内容的通知>》,自6月16日10:00起启动市场价格持续偏低风险处置，持续10天(含6月16日)。自当日 10 时开启时长 10 天的防控处置，调整水电阶梯报价参数、禁止水电全容量采用最低价申报，抬高市场报价底部。调控落地后电价摆脱此前长期负值的状态实现抬升，日常供需平稳时段的市场均衡出清价大多稳定在10元/MWh附近，现货步入阶段性的10/MWh元稳态区间。

6月16日-25日（本月持续低价典型日）：

图24:6月16日-25日典型日现货出清价格曲线  （出清价单位：元/兆瓦时  出清量单位：兆瓦）

6月16日至25日，现货出清价格连续10天几乎全天维持在10元/兆瓦时左右的低位水平。其中，20日、21日、22日连续三个交易日，除20日00:15为21.73元/兆瓦时外，其余时段均稳定在10元/兆瓦时的最低出清价，全96个时点中有287个时点触及价格下限。这是四川电力现货市场运行以来首次出现连续多日、近乎全时段均处于最低出清价的情况。

6月26日防控机制结束后至月底，价格有所回升，但日出清均价仍处于全月低位区间，未出现明显反转迹象。

2. 中长期市场运行情况

6月，四川电力市场中长期交易标的日价格波动幅度较5月有所收窄。中长期交易均价在10.84~357.26元/兆瓦时区间。月初价格处于全月最高水平，中下旬随着来水增加和现货价格回落，中长期价格逐步走低，月末价格较月初下降82.78%。

从价格走势看，6月各交易日中长期成交均价整体呈波动下行态势。6月1日-6月3日成交均价在176.04~267.30元/兆瓦时区间，为全月价格最高区间；6月4日-6月13日成交均价由107.85元/兆瓦时波动上行至207.66元/兆瓦时；6月14日起成交均价进入持续波动下行情况，由173.03元/兆瓦时降至月末30.32元/兆瓦时。

往年6月作为丰水期起始月份，中长期月内滚动交易价格通常维持在100~150元/兆瓦时区间，价格波动幅度相对有限，市场主体可据此形成较为稳定的价格预期。至今现货已连续运行9个月，中长期价格在上旬仍维持较高水平（176.04~267.30元/兆瓦时），中下旬快速回落至28.06~97.15元/兆瓦时，价格波动区间较往年同期扩大。

图25:6月中长期交易月度交易日历

按日期维度：

图26:6月中长期月度月内交易情况（按日期）

中长期月度交易加权均价154.80元/兆瓦时，月内加权均价126.60元/兆瓦时。整体呈波动下行态势，月初及月中高位震荡，月末持续走低。

1日-3日：成交量在4.50~7.17万兆瓦时区间，中长期月内加权均价在176.04~267.30元/兆瓦时（全月最高），呈“量低价高”背离特征。

4日-10日：成交量在4.86~7.90万兆瓦时区间，中长期月内加权均价由191.95元/兆瓦时降至107.85元/兆瓦时。该时段价格呈下行态势，成交量则先升后降。

11日-13日：成交量在5.98~10.51万兆瓦时区间，中长期月内加权均价在159.06~207.66元/兆瓦时区间。13日成交量10.51万兆瓦时、价格192.69元/兆瓦时，该时段量价齐升。

14日-20日：成交量在6.79~9.20万兆瓦时区间，中长期月内加权均价由173.03元/兆瓦时持续降至67.65元/兆瓦时。该时段成交量呈波动状态，价格呈持续下行态势，量价变动方向不一致。

21日-30日：成交量4.29~5.25万兆瓦时，中长期月内加权均价在28.06~51.77元/兆瓦时区间（全月最低），呈“低量低价”格局。

按时刻维度：

图27:6月中长期月度月内交易情况（按时段）

6月中长期月度月内交易各时段成交量在9.14~12.11万兆瓦时区间，加权均价在112.64~162.87元/兆瓦时区间，价格呈“夜间高、日间低”特征。日间时段（07:00-18:00）量价反向走势，夜间及早晚过渡时段量价同向走势。

00:00-06:00：成交量在10.68~11.56万兆瓦时区间，中长期月度月内加权均价在140.09~161.92元/兆瓦时区间。呈“量低价高”态势。

06:00-13:00：成交量在9.14~11.75万兆瓦时区间，中长期月度月内加权均价在112.64~134.78元/兆瓦时区间（全日最低区间）。该时段内，量价反向走势。

13:00-19:00: 成交量在9.79~12.10万兆瓦时区间，中长期月度月内加权均价在113.84~132.59元/兆瓦时区间，该时段价格呈持续上行态势。14:00~15:00除外，成交量与价格变动方向相反。

19:00-24:00:成交量在9.79~11.47万兆瓦时区间，中长期月度月内加权均价在134.06~162.87元/兆瓦时区间，量价同向。

按年度交易加权均价、月度交易加权均价、月内交易加权均价对比维度：

图28:2026年6月年度交易加权均价、月度交易加权均价、月内交易加权均价对比表（按时段）

年度交易加权均价（135.31元/兆瓦时） 低于6月月度交易加权均价（154.80元/兆瓦时），价差为-19.49元/兆瓦时；高于6月月内交易加权均价（126.60元/兆瓦时），价差为8.71元/兆瓦时。该价差反映年度合约与6月月度、月内合约在价格水平上的偏离，偏离幅度分别占年度均价的14.40%和6.44%。

3.市场总结

从6月市场运行情况来看，中长期市场价格波动幅度较5月有所收窄，现货市场价格波动幅度仍大于中长期市场。价格关系方面，全月中长期加权均价整体高于现货加权均价，与5月现货价格全面高于中长期的情形形成明显反差。从价格走势看，中长期加权均价整体跟随现货加权均价呈下行态势，现货价格的快速回落对中长期价格形成持续向下牵引。6月上旬，中长期价格仍维持在较高水平，进入中下旬后，随着丰水期来水偏丰、水电出力大增，现货价格大幅走低，中长期价格快速跟降，至月末两者价格水平逐步趋近，并出现交替涨跌的态势。当前市场环境下，中长期价格跟随现货价格快速变动，两者价差收窄、联动增强，中长期合约对现货波动的对冲效果有所弱化，市场主体面临的价格风险敞口较以往更为复杂，风险管理的难度相应提升。

1. 四川电力中长期市场按自然日连续开市

2026年6月27日起，四川电力中长期市场由"工作日开市"升级为按自然日连续开市。原工作日月度月内交易安排不变，非工作日增开月内交易。此举标志着四川中长期市场交易日历从年均约250个交易日扩展至全年无休，交易频次显著提升。

对于具备灵活调节能力的主体而言，连续开市提供了更为充裕的日内及跨日交易窗口。市场主体可结合负荷预测、来水变化及现货价格走势，通过每日滚动交易增持或减持，利用不同交易日之间的价差进行套利操作。交易品种方面，非工作日开展的月内集中交易采用滚动撮合方式，电能量（增量）集中交易、电能量（减量）集中交易与合同电量转让集中交易合并组织。交易标的为交易日未来2至4日的电量，有助于市场主体针对短期供需变化进行精细化持仓调整。

交易频次的增加对市场主体的交易能力、风险管理系统和人员配置提出更高要求。市场主体需持续关注交易规则变化，合理安排交易决策流程。

2.四川光伏新政落地

2026年6月29日，四川省发改委正式印发川发改价格函〔2026〕272 号《关于明确分布式光伏项目下网电量价格政策有关事项的函》，针对分布式光伏项目下网电量电价执行标准及升压变压器计费边界作出统一规定。该政策直面过去两年四川分布式光伏行业两大核心堵点：一是低压全额上网项目下网电量无统一电价标准，各地电网执行尺度不一；二是仅服务光伏上网的专用升压变压器，多地强制计入用户容量并叠加基本电费，拉长项目回本周期。

文件明确了三类分布式光伏并网模式的下网电量电价规则：全额上网（低压并网）：在国家公布不满1千伏工商业用户两部制输配电价前，下网电量暂按1-10千伏工商业两部制电价标准执行，为过渡期统一口径；自发自用余电上网/全部自用：下网电量按所在场所用户对应价格执行，不再额外加价；专用升压变压器：仅用于分布式光伏上网的升压变压器，不纳入用户基本电费和高可靠性供电费计算范围。

投资预期稳定性提升。此前低压全额上网分布式光伏项目因下网电价规则不清晰，各地执行标准不一，项目收益测算存在较大不确定性。本次政策统一全省执行口径后，项目业主可精准按月预判下网用电成本，现金流测算不再存在变量缺口，有助于加速县域及集中空地低压全额上网分布式光伏项目落地。

大容量工商业分布式光伏成本显著下降。专用升压变压器免征基本电费和高可靠性供电费的规则，是本次政策对行业最直接的减负措施。此前四川多地实践中，工商业分布式配套升压变压器仅服务于光伏送电，却被计入用户总受电容量收取基本电费，单台千千伏安变压器年额外成本超40万元。政策明确"升压变压器是发电设备而非用电设备"的边界后，大容量工商业分布式光伏项目的固定成本将明显降低，有望提升1-10MW级屋顶光伏的收益率。

不同并网模式分化。全额上网项目：下网电价对标1-10千伏工商业两部制电价，较此前部分地区按居民电价或低压单一制电价结算，价格水平可能小幅抬升，但政策确定性的补齐使投资模型标准化、可测算；自发自用余电上网项目：下网电价沿用原有厂房用电价格，并叠加升压变免计基本电费，收益改善更为直接。

2025年四川省已明确新能源上网电量全面进入电力市场，分布式光伏可通过独立或聚合方式参与中长期及现货交易。本次政策补全了下网侧的电价规则，使分布式光伏项目在上网电价（市场化形成）与下网电价（政策明确）两个维度均形成清晰的价格边界，有助于项目参与电力市场交易的收益测算和风险判断。

272号文统一了下网电价执行标准，叠加此前6月27日启动的中长期市场按自然日连续开市，分布式光伏项目参与电力市场交易的信息基础设施和交易通道进一步完善。项目业主可结合自身发电出力预测和用电负荷特性，在中长期市场连续交易窗口中进行更精细化的持仓管理。

随着分布式光伏上网电量全面参与市场交易，现货市场分时价格信号将直接影响光伏项目市场化交易部分的收益。下网电价标准的明确，使项目在现货价格高时段（如夜间）的下网用电成本可准确核算，有助于市场主体评估"光伏发电+下网用电"的全口径成本收益，优化用电和交易策略。