四川作为以水电为主的省份，由于水火电源定价机制的巨大差异，一直以来仅有水电部分（以及少量新能源）进行了售电公司代理交易，而火电按固定电量比例打捆，不纳入售电公司结算范围。2023年年底，《四川省2024年省内电力市场交易指引》发布，新引入市场打捆非水电量上下调机制，也就是业内所称的“上下调”。
重大变革
“上下调”的主要内容是：水电高发，其实际占比高于政策既定比例的月份进行上调，售电公司按既定比例结算，高出部分不纳入结算范围；反之，在水电实际占比低于政策既定比例时进行下调，低出部分需对售电公司结算电量进行等比例削减，并将售电公司的批发合同以市场均价削减。
此政策一经发布便引发热议，焦点在于：售电公司认为自身风险和收益存在不对等的问题：水电发电量低于预期时，低出部分电量的高价风险由售电公司承担；水电发得多，高出部分电量却和售电公司没关系。
诱发新问题？
“上下调”机制的诞生，可以彻底解决电量和电费的问题吗？
或许我们可以用事实来进行实践：以下是2024年上下调触发的情况。
丰水期6-10月，非水比例规定为30%，换言之售电公司代理并进行批发交易的电量为其用户电量的70%；而8-10月这个比例分别下降了21.41%、39.88%、20.07%。
在大多数以火电为主的省份，这或许只是意味着这几个月售电利润缩水。但由于四川水电丰水期便宜，枯水期贵，大多数电力用户又希望电价构成简单，最好就全年一个价，这就让售电公司只能以一个根据各水期预估电量计算出的全年加权平均价签约。
结果就是枯水期一度电亏一毛多先忍着，到丰期一度电挣利润回血，这也是一直以来四川电力市场的特色。如今丰水期电量大幅缩水，售电公司的各种意见可想而知。
电力市场中长期合约是市场压舱石，但对于四川售电公司来说，现在这个压舱石的压力有点大。
售电公司的反思
售电公司的问题，是自身策略的溃败，还是政策规则的剧烈变动？
“上下调”是对称的两种情况，不过规则下的风险和收益并没有完全对等。售电公司的争议点就在于：“上调”时段的售电公司，是否应该和“下调”时段削减电量一样，结算多的水电电量。
如果在既定规则下，预判好上下调比例，是不是就不会亏损？
理论如此，但不现实。如今信息披露中的信息并不足以支撑任何市场主体去做估算，历年的数据也从未做公开，无法参考。
潜藏的问题和影响
在2024年11月，四川更新了交易规则，取消了偏差互保交易，并将考核阈值由2%放宽到5%。偏差互保交易的本质是事后同侧偏差互保，按国家政策确实属于该淘汰的产物。
而偏差互保交易作为唯一能在上下调比例公布后开展的交易，可以说没有事后偏差互保，也许就不会有上下调机制的推出，因为这就是政策制定时所设想的解决下调月份偏差考核的方式。
作为对比，四川以往偏差考核阈值是70%交易水电量的2%，相当于代理全电量的1.4%。以1.4%的安全空间去预估20%甚至40%的下调比例，以此来进行月度交易，或许并不能完成对冲风险或者精细交易的目的。且这不是2%放宽到5%就足以弥补的问题。
因为预测的困难性，所以当时水电企业发现发电量比合约有差距的时候，就会在市场上大量买入减持。而用电侧堪堪买够既定比例（60%）的售电公司也不敢卖出。这就会让电价锁死天花板，市场成交量严重缩水，大量市场主体被迫面临大幅偏差。
这突出地暴露了发用侧信息不对称在市场规则下的问题。水电企业知道自己发了多少，欠了多少；自然会各自去减持，这就构成了下调时的主要买方报量。而售电公司没有途径知道全市场发了多少，欠了多少，自己要被下调多少；为避免考核只能按下调前的既定比例稳着，这就导致下调时的主要卖量得不到释放。
市场主体做好预测、把控偏差是应有之义。不过对于当前市场主体来说，只能更好地把控用电量或发电量，对于“上下调”比例，却难以预测和把控。
尾声：
8月下调公布数据后，四川省内10家头部售电公司已联合行文表达自身建议。当前，8月事后交易仍处于暂停状态，而8月以来的售电服务费也仍未结算，这让许多主要依赖丰水期回血的四川售电公司处于现金流困难的境地。