自2024年起，四川电力市场在交易环节中正式推行了系统上下调政策。尽管目前最新发布的上下调数据仅覆盖至7月，但从已公开的相关数据及其对市场化交易的影响来看，该政策已对售电公司参与市场化交易策略的制定及整个交易市场产生了深远且重大的影响。根据《四川电力市场交易总体方案》的设计，电力用户在四川电力直购市场参与常规直购交易过程中，将按照丰水期、平水期、枯水期分别按照30%、40%、60%的比例来配置非水电量（该非水电量包括省内燃煤火电电量、燃气电量、新能源优先电量、省间外购电量等）。在进行实际结算时，若电力用户按政策所配置的非水电量与实际采购的非水电量之间存在差值，则产生了市场打捆非水电量的偏差。偏差的计算公式为：市场打捆非水电量偏差 = 市场部分实际打捆购入的非水电量 - 市场部分按确定比例打捆购入的非水电量按照政策定义，若市场打捆非水电量偏差的值为负，则视为系统偏差上调；若该偏差的值为正，则视为系统偏差下调。上下调政策，作为2024年四川电力市场交易政策的核心升级举措之一，是在四川省以水电为主要供给来源，近年连续遭遇极端天气冲击，省内供需形势发生显著变化的背景下精心准备并推出的。该政策旨在应对当前电力市场的复杂性与挑战性，确保电力市场电量结构分配的合理性。伴随该政策的出台与施行，对于同时涉足电力零售市场与批发市场的售电公司带来了显著的影响。对售电公司而言，可谓几乎没有实质性的影响，即零售侧和批发侧同时增加对等的合同电量，且价格相同，刚好抵消，不存在利损的情况。对售电公司而言，零售侧和批发侧均面临调整的可能性，加之月内交易中对各项数据的精确预测难度极大，无疑加剧了用户侧合同执行中的偏差风险。若下调发生在丰水期，无论售电公司与零售用户采取分水期价格策略还是综合一口价的签约策略，零售侧实际计算价差收入的电量均有减少，从而降低批零收入；尤为值得注意的是，若为综合一口价签约，售电公司面临的收入损失将更为显著。另一方面，当系统偏差下调时，零售侧交易电量的缩减将直接影响用户按既定比例采购的批发合同执行。此时，用户侧交易主体可能面临欠用的风险。经过对系统偏差上下调整对售电公司潜在影响的深入剖析，我们可以清晰地得出结论：在系统偏差上调时，其对售电公司的收益并未构成影响；然而，一旦系统偏差发生下调，则预示着售电公司将面临显著的风险挑战。值得注意的是，随着下调比例的逐步增大，这一风险隐患亦将随之加剧，对售电公司的稳定运营构成更为严峻的挑战。
实际上，从今年已经过去的月份中观察，1至7月期间，系统偏差经历了三次下调与四次上调的调整。具体来看，前三个月（1~3月）呈现下调趋势，而后四个月（4~7月）则表现为上调。就调整幅度而言，最大的一次出现在4月，达到6.73%。相比之下，6月的调整幅度最小，基本保持了平衡状态。综合来看，1至7月期间的调整幅度平均值约为3.9%，整体调整幅度处于可控范围。
尽管目前尚未公布8月和9月的系统偏差调整结果，但小硕团队经过缜密测算预判结果表明，8月和9月均为下调，且下调幅度远超今年前7个月中的最大调整幅度。
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面对市场系统偏差调整幅增加时，售电公司该如何积极应对，减少或避免利损呢？系统偏差调整幅度的增加，相比以往粗放式的交易工作，将迫使售电公司在交易策略的制定和执行上更加精细和灵活，以有效减少或避免因系统调整带来的利损。具体到操作而言，首先调整其年度零售交易签约策略，减少采用一口价签约的方式，以此规避在月度结算过程中，因系统调整可能引发的签约电量丰枯结构大幅变动，进而降低利损风险。进入月度交易阶段后，售电公司还需紧密跟踪各项市场运行数据，并依托数据分析进行全面预测，以判断系统调整可能的方向和幅度。在此基础上，精细优化交易策略与执行，以灵活应对市场潜在风险，避免交易预期收益出现大幅波动。此外，售电公司还应积极动态关注月内实时成交价格的变化及研判行情趋势，并深入分析其与全月发用两侧增量价格之间的差异。通过这一分析，可以更加合理的调整批零合同电量的差距，进一步优化合约仓位配置，提升经济效益。或许正是出于对调整幅度可能深刻影响市场主体的全面考量，相关单位正积极采取应对措施，这可能是8月与9月的调整数据至今尚未公布的一个重要原因。不过，从积极的角度，面临政策带来的挑战，售电公司更应通过综合施策、精准研判和灵活的策略调整，以主动的姿态应对市场系统偏差调整带来的挑战，力求实现市场交易利益的最大化及风险的有效控制。毕竟，谁能在电力市场的快速迭代升级中先人一步找到科学的策略和方法，谁就能始终跑赢市场交易的“大盘”。
