中國儲能網(wǎng)訊：5月24日，《河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場連續(xù)試運行工作方案》印發(fā)。在現(xiàn)貨交易中，電能量申報價格的限價范圍為0-1200元/兆瓦時，調(diào)頻里程補償申報價格的限價范圍為0-15元/兆瓦，市場主體申報的價格不得超過市場限價。
在中長期電量交易中，電價申報的平段基準價為364.4元/兆瓦時，高峰、低谷時段基準價分別是平段基準價的1.7、0.3倍，尖峰時段價格在高峰電價基礎(chǔ)上上浮20%。相當于平段0.3644元/kWh，高峰0.61948元/kWh，尖峰0.7434元/kWh，低谷0.10932元/kWh。
已轉(zhuǎn)入商業(yè)運營的獨立儲能項目，分別作為發(fā)電和用電市場主體參與市場。儲能主體可自主選擇是否參與現(xiàn)貨結(jié)算，并于 M-1 月（實際結(jié)算試運行前一個月）月底前向市場運營機構(gòu)提交書面申請（逾期視為不參與現(xiàn)貨結(jié)算）。
原文如下：
國網(wǎng)河北省電力有限公司、河北電力交易中心有限公司、各市場主體：
為貫徹落實《中共中央 國務(wù)院關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號）、《國家發(fā)展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關(guān)于加快推進電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2022〕129號）、《關(guān)于進一步加快電力現(xiàn)貨市場建設(shè)工作的通知》（發(fā)改辦體改〔2023〕813號）等文件精神，結(jié)合我省電力市場建設(shè)工作實際，擬開展河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場連續(xù)試運行。
本次試運行啟動后，河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場調(diào)電試運行原則上連續(xù)開展，我委將結(jié)合電力運行和市場運營實際情況，擇機選取結(jié)算試運行時段。首個結(jié)算試運行時段為2024年6月5日至18日，后續(xù)結(jié)算試運行時段及相關(guān)市場參數(shù)調(diào)整另行通知。現(xiàn)將《河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場連續(xù)試運行工作方案》印發(fā)給你們，請遵照執(zhí)行。
河北省發(fā)展和改革委員會
2024年5月22日
河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場連續(xù)試運行工作方案
一、工作目標
（一）全面貫徹落實國家電力體制改革要求，加快推進河北南部電網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場建設(shè)。
（二）檢驗現(xiàn)貨市場交易規(guī)則的合理性和有效性。
（三）檢驗現(xiàn)貨市場技術(shù)支持系統(tǒng)、交易、結(jié)算技術(shù)支持系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性、可靠性與實用性。
（四）驗證現(xiàn)貨市場信息披露、出清、計量、結(jié)算等業(yè)務(wù)流程的合理性。
（五）增強市場主體對現(xiàn)貨市場建設(shè)相關(guān)工作的參與意識和理解掌握程度，提升市場主體參與度。
二、工作安排
（一）運作模式及時間安排
本次連續(xù)試運行依據(jù)的規(guī)則為《河北南網(wǎng)電力現(xiàn)貨市場系列規(guī)則V2.0版》（2024年5月17日由市場管理委員會審議通過），其中調(diào)電試運行連續(xù)開市，并擇機開展結(jié)算試運行。
連續(xù)試運行自2024年5月27日啟動（2024年5月26日組織5月27日日前現(xiàn)貨交易，后續(xù)逐日按此開展）。僅調(diào)電試運行期間（以下統(tǒng)稱“非現(xiàn)貨結(jié)算日”），開展省內(nèi)現(xiàn)貨市場與調(diào)頻輔助服務(wù)市場的交易組織、交易出清和交易執(zhí)行；結(jié)算試運行期間（以下統(tǒng)稱“現(xiàn)貨結(jié)算日”），開展中長期日滾動交易、代理購電月內(nèi)（現(xiàn)貨）及日掛牌交易、省內(nèi)現(xiàn)貨市場與調(diào)頻輔助服務(wù)市場的交易組織、交易出清、交易執(zhí)行和交易結(jié)算。首個結(jié)算試運行時間段選取為2024年6月5日至6月18日。
省間市場（省間現(xiàn)貨、華北調(diào)峰）納入省內(nèi)現(xiàn)貨交易組織流程，作為省內(nèi)現(xiàn)貨市場的邊界條件。
（二）參與范圍
發(fā)電側(cè)：河北南部電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)參與中長期交易的火電電廠；參與中長期交易的集中式新能源場站。集中式新能源廠站入市比例按照當年年度中長期交易工作方案執(zhí)行。
用戶側(cè)：河北南部電網(wǎng)區(qū)域內(nèi)參與中長期交易的售電公司、批發(fā)用戶以及電網(wǎng)代理購電。
獨立儲能：已轉(zhuǎn)入商業(yè)運營的獨立儲能項目，分別作為發(fā)電和用電市場主體參與市場。儲能主體可自主選擇是否參與現(xiàn)貨結(jié)算，并于M-1月（實際結(jié)算試運行前一個月）月底前向市場運營機構(gòu)提交書面申請（逾期視為不參與現(xiàn)貨結(jié)算）。
（三）前期準備
1.完成各類系統(tǒng)缺陷消除及升級工作。
2.完成營銷技術(shù)支持系統(tǒng)升級改造。
3.發(fā)布現(xiàn)貨長周期結(jié)算試運行公告，各市場主體加強對市場交易人員的培訓，確保從業(yè)人員熟練掌握市場相關(guān)操作。
4.發(fā)電側(cè)市場主體在電力交易機構(gòu)平臺上完成機組運行參數(shù)和缺省申報參數(shù)的申報。
5.發(fā)布用戶側(cè)分時用電信息。
三、組織流程
（一）中長期日滾動分時交易
1.交易標的
中長期交易按工作日滾動連續(xù)開市，運行日電量按小時劃分為24個時段，交易日（D-3、D-2日）交易標的為運行日（D日）每小時交易電量，即運行日交易標的電量提前2-3個工作日組織申報。
首個結(jié)算試運行時段，在5月31日-6月14日組織中長期日滾動交易，日滾動交易結(jié)果參與市場結(jié)算。后續(xù)待下一次結(jié)算試運行時段確定后再組織日滾動交易。
2.交易模式
本次交易以融合交易模式開展，即同一小時市場主體可以選擇作為購電方或者售電方，但只能選擇購電方或者售電方一種身份參與交易。
3.交易限額
（1）電量限額
發(fā)電企業(yè)分時凈賣出電量（含年度、月度分解電量及日交易電量）折合電力不得超出裝機容量，日交易分時買入電量不得超出各類交易（含年度、月度、日交易）分解至該小時的凈賣出電量之和。
售電公司、電力用戶日交易分時賣出電量不得超出各類交易（含年度、月度、日交易）分解至該小時的凈買入電量之和。
（2）電價申報范圍
本次日滾動交易價格由發(fā)電企業(yè)、電力用戶（含售電公司）雙方通過市場化方式在“基準價+上下浮動”范圍內(nèi)形成，上下浮動原則上均不超過20%，其中平段基準價為364.4元/兆瓦時，高峰、低谷時段基準價分別是平段基準價的1.7、0.3倍，尖峰時段價格在高峰電價基礎(chǔ)上上浮20%。高耗能企業(yè)市場交易價格不受上浮20%限制。與年度、月度交易要求保持一致。
4.其他事項
火電、風電企業(yè)與電力用戶（售電公司）年度、月度中長期合同按月分日、日分時均分至每日每小時，光伏企業(yè)與電力用戶（售電公司）年度、月度中長期合同按月分日均分至每日，日分時曲線參照河北南部電網(wǎng)光伏發(fā)電典型曲線分解，即各時段合同電量按尖峰、高峰、平段、低谷各自時段內(nèi)分時曲線占比分解，典型曲線采用前一年河北南網(wǎng)集中式光伏發(fā)電企業(yè)日均出力折算曲線，2023年集中式光伏日均出力折算曲線詳見附表六。
非現(xiàn)貨結(jié)算日期間中長期月內(nèi)分時段交易按工作日正常開展，合同不分解至現(xiàn)貨結(jié)算日。
T5、T6合同電量先按照月度交易公告分劈比例分解至尖峰、高峰、平段、低谷等相應(yīng)時段，再分解至段內(nèi)每小時。
（二）代理購電中長期交易
為保障代理購電工作與現(xiàn)貨市場接軌，組織代理購電月內(nèi)（現(xiàn)貨）、日掛牌交易。
1.代理購電月內(nèi)交易（現(xiàn)貨）
根據(jù)代理購電現(xiàn)貨結(jié)算日期間交易需求，提前組織代理購電月內(nèi)交易（現(xiàn)貨），交易標的物為現(xiàn)貨結(jié)算日分時段電量，電量分解至每日每小時。電網(wǎng)企業(yè)代理購電以掛牌交易方式參與月內(nèi)交易，掛牌成交電量不足部分由市場化燃煤機組按剩余容量等比例承擔，即按上網(wǎng)電量上限扣除已達成的各類交易及本次掛牌交易申報電量后的凈值進行分配。
2.代理購電日掛牌交易
（1）交易方式及交易標的
電網(wǎng)企業(yè)代理購電通過掛牌交易方式參與日交易。交易標的為運行日（D日）代理購電采購電量，采用總電量帶分時曲線模式。
日掛牌交易電量分時段價格采用當月月度集中競價交易價格。日掛牌電量成交不足部分不再進行分攤，通過現(xiàn)貨市場采購。如代理購電日掛牌不成交電量較大，對市場產(chǎn)生較大影響，經(jīng)請示省發(fā)改委同意后，可繼續(xù)進行分攤。
（2）交易時間安排
代理購電日掛牌交易在工作日開展。為與中長期日滾動交易銜接，方便發(fā)電企業(yè)調(diào)整合同電量，在運行日的前3個工作日（D-3日）16:30-17:30組織交易，發(fā)電企業(yè)在交易平臺參與代理購電日交易，運行日的前2個工作日（D-2日）9:30前，發(fā)布日代理購電交易結(jié)果。日代理購電交易公告在現(xiàn)貨試結(jié)算前發(fā)布一次，每日不再單獨發(fā)布交易公告。
（三）現(xiàn)貨交易申報
1.申報方式
競價日（D-1）交易申報截止時間前，市場主體通過河北電力交易平臺申報相關(guān)交易信息。
單機容量150MW及以上合規(guī)在運燃煤機組可在現(xiàn)貨電能量市場和調(diào)頻輔助服務(wù)市場同時申報。燃煤機組日前申報出力上限的最大值，在滿足時長和安全校核等要求的條件下，即為其容量電費對應(yīng)的日前申報最大出力，接受最大發(fā)電能力抽查和考核。
在現(xiàn)貨電能量市場，采取“報量報價”方式申報，以機組為單位申報運行日的電力-價格曲線（最多10段），第一段申報起始出力不高于機組的投AGC最小出力（已通過AGC深調(diào)試驗機組最小出力詳見附表四，未通過AGC深調(diào)試驗機組為正常運行工況下投入AGC最小技術(shù)出力），最后一段出力區(qū)間終點為機組的可調(diào)出力上限，每一個報價段的起始出力點必須為上一個報價段的出力終點，報價曲線必須隨出力增加單調(diào)非遞減。每連續(xù)兩個出力點間的長度不能低于機組額定有功功率與最小技術(shù)出力之差的 5%。在市場申報關(guān)閘前未及時申報的，采用缺省報價作為申報信息。
在調(diào)頻輔助服務(wù)市場，發(fā)電廠以機組為單位，通過電力交易平臺申報次日調(diào)頻里程補償價格。
單機容量150MW以下火電機組無需申報，采用中長期交易日分解曲線作為日前出清結(jié)果。
參與中長期交易的新能源場站采取“報量報價”方式申報，以場站為單位申報運行日的電力-價格曲線（最多5段）。第一段申報起始出力為0，最后一段申報出力終點為電站裝機容量（對于扶貧商業(yè)混合新能源電站，其最后一段申報出力終點為電站商業(yè)部分裝機容量），每一個報價段的起始出力點必須為上一個報價段的出力終點。報價曲線必須隨出力增加單調(diào)非遞減，每連續(xù)兩個出力點間的長度不能低于1兆瓦。申報的最大發(fā)電能力低于新能源預(yù)測出力的，將申報的最大發(fā)電能力至新能源預(yù)測出力部分按最后一段報價參與市場出清；在市場申報關(guān)閘前未及時申報的，按照零報價參與市場出清。
獨立儲能采取“報量不報價”的方式，分別作為用電/發(fā)電市場主體申報次日96點充電/放電曲線，參與現(xiàn)貨電能量市場。在市場申報關(guān)閘前未及時申報的，采用缺省信息作為申報信息。
售電公司和批發(fā)用戶采取“報量不報價”的方式，申報其代理用戶或其自身在運行日的用電需求曲線（即運行日每小時內(nèi)的平均用電負荷），參與現(xiàn)貨市場出清和結(jié)算。在市場申報關(guān)閘前未及時申報的，采用中長期合同分時電力曲線作為申報信息。
電網(wǎng)企業(yè)提供市場化交易用戶典型曲線（最近一周工作日平均負荷曲線作為“典型工作日曲線”，周六日平均負荷曲線作為“典型周六日曲線”），參與日前現(xiàn)貨市場出清。
2.市場限價
本次結(jié)算試運行電能量申報價格的限價范圍為0-1200元/兆瓦時，市場主體申報的價格不得超過市場限價，市場出清的限價范圍為0-1200元/兆瓦時。調(diào)頻里程補償申報價格的限價范圍為0-15元/兆瓦，市場主體申報的價格不得超過市場限價，市場出清價格的限價范圍為0-15元/兆瓦。
3.申報數(shù)據(jù)審核
市場主體提交申報信息后，市場運營機構(gòu)對申報信息進行審核及處理。市場主體的申報信息、數(shù)據(jù)應(yīng)滿足規(guī)定要求，初步審核不通過將不允許提交，直至符合申報要求。
（三）交易出清與執(zhí)行
日前現(xiàn)貨市場中，采用全電量競價、集中優(yōu)化出清的方式開展。電力調(diào)度機構(gòu)首先根據(jù)預(yù)測全網(wǎng)系統(tǒng)負荷曲線和國網(wǎng)河北營銷中心提供的市場化用戶總典型用電曲線，計算得出居民農(nóng)業(yè)和代理購電用戶的用電需求曲線；然后基于發(fā)用兩側(cè)市場成員申報信息和運行日的電網(wǎng)運行邊界條件，采用安全約束機組組合（SCUC）、安全約束經(jīng)濟調(diào)度（SCED）程序進行優(yōu)化計算，出清得到日前電能量市場交易結(jié)果；最后采用電力調(diào)度機構(gòu)預(yù)測的全網(wǎng)系統(tǒng)負荷進行可靠性機組組合校驗，出清得到發(fā)電機組組合和發(fā)電出力。
發(fā)電企業(yè)電能量市場出清結(jié)果按照機組綜合廠用電率（詳見附表一）折算為發(fā)電側(cè)中標電量。市場化用戶電能量出清電量即為中標電量。代理購電日前出清結(jié)果等于發(fā)電企業(yè)日前出清的省內(nèi)市場化總電量減去市場化用戶日前中標總電量。發(fā)電側(cè)中標電量中包含外送電量、省內(nèi)市場化電量和非市場化電量，計算方式詳見結(jié)算實施細則。
調(diào)頻輔助服務(wù)市場在省內(nèi)日前現(xiàn)貨市場確定的機組組合基礎(chǔ)上開展，根據(jù)系統(tǒng)所需的調(diào)頻總速率，采取集中競價、邊際出清的組織方式，出清次日調(diào)頻機組序列。本次試運行，調(diào)頻中標機組晚高峰時段（17-23點）不預(yù)留上備用容量，下備用預(yù)留容量定為10%；其余時段上、下備用預(yù)留容量均定為10%。
實時現(xiàn)貨市場中，采用日前現(xiàn)貨市場封存的競價信息進行集中優(yōu)化出清。電力調(diào)度機構(gòu)基于最新的電網(wǎng)運行狀態(tài)與超短期負荷預(yù)測信息，綜合考慮發(fā)電機組運行約束條件、電網(wǎng)安全運行約束條件等因素，在機組實際開機組合和實際出力水平的基礎(chǔ)上，以發(fā)電成本最小為優(yōu)化目標，采用安全約束經(jīng)濟調(diào)度（SCED）算法進行集中優(yōu)化計算，出清得到各發(fā)電機組每15分鐘的發(fā)電計劃和實時節(jié)點電價。
試運行期間，日前現(xiàn)貨電能量市場出清的發(fā)電出力計劃實際下發(fā)；實時現(xiàn)貨電能量市場基于實時邊界條件，對日前出清的發(fā)電出力計劃優(yōu)化調(diào)整，將每15分鐘出清的發(fā)電出力值下發(fā)至機組實際執(zhí)行。
（四）市場力監(jiān)測與管控
為避免具有市場力的發(fā)電機組操縱市場價格，本次結(jié)算試運行開展市場力監(jiān)測與管控。
首先開展市場力評估分析。在日前現(xiàn)貨市場出清完成后，計算RSI 指數(shù)、MRR 指數(shù)兩項市場力評估指標。
RSI 指數(shù)是指除去某一發(fā)電集團外，其余發(fā)電集團總發(fā)電能力與市場總需求的比值，某個發(fā)電集團的 RSI指數(shù)越小，表明其控制市場價格的能力越強。當某發(fā)電集團的RSI 指數(shù)小于 1 時，表明該發(fā)電集團必不可少，具有市場力。
MRR 指數(shù)，是指為滿足市場需求，某發(fā)電企業(yè)必須發(fā)電的出力占其可發(fā)電容量的比例，表明市場對該發(fā)電集團的依賴程度。當某發(fā)電集團的 MRR 指數(shù)大于 0 時，表明必須調(diào)用該發(fā)電集團才能滿足市場需求，該發(fā)電集團具有市場力。
其次開展市場力行為分析。日前市場出清后，計算日前市場出清加權(quán)平均電價，判斷是否高于基準電價。若高于基準電價，則觸發(fā)管控條件，進行市場力管控。本次結(jié)算試運行基準電價定義為當月年度交易和月度交易加權(quán)平均價的K倍。其中系數(shù)K暫由當日日前市場96點市場化平均供需比確定：當市場化平均供需比低于1.4時，K取1.2；市場化平均供需比在1.4~1.6時，K取1.1；市場化平均供需比大于1.6時，K取1.0。
最后開展市場力管控。當觸發(fā)市場力管控條件后，將具有市場力的發(fā)電集團相關(guān)機組高于參考報價的報價段替換為參考報價，重新組織日前市場出清。實時市場同樣使用替換后的報價出清。本次結(jié)算試運行參考報價為同容量類型機組平均邊際供電成本的1.4倍。平均邊際供電成本由機組平均邊際供電煤耗和近兩期中國電煤采購價格指數(shù)（CECI曹妃甸指數(shù)）折算至標準煤后平均值確定，四舍五入取整數(shù)值。
（五）市場結(jié)算
1.現(xiàn)貨結(jié)算日
批發(fā)市場：現(xiàn)貨結(jié)算日期間，按照現(xiàn)貨交易規(guī)則開展結(jié)算，結(jié)算費用包括電能量費用、調(diào)頻輔助服務(wù)費用及市場不平衡資金等，市場補償費用暫不結(jié)算。
輔助服務(wù)市場：輔助服務(wù)補償費用為調(diào)頻里程補償費用，按照現(xiàn)貨結(jié)算日期間相關(guān)發(fā)電主體結(jié)算電量比例進行分攤。
中長期偏差收益回收：中長期合約電量偏差允許范圍設(shè)定參數(shù)m、u暫按90，n、v暫按110執(zhí)行，調(diào)整系數(shù)k暫按1.05執(zhí)行。發(fā)電企業(yè)暫按市場主體為單元進行回收。電網(wǎng)代理購電交易暫不參與中長期偏差收益回收以及費用分攤?，F(xiàn)貨市場結(jié)算期間，發(fā)電企業(yè)該時段電能量合計費用小于零時，不再進行中長期偏差收益回收。偏差收益回收公式中，中長期合約月度分時均價計算時不含T5、T6段合約。
用戶側(cè)日前申報偏差收益回收：用戶側(cè)日前申報偏差允許范圍設(shè)定參數(shù)r暫按80，w暫按120，調(diào)整系數(shù)h暫按1.05執(zhí)行。對在日前市場未申報曲線、申報電量與合約電量相同的用戶，暫不進行偏差收益回收。電網(wǎng)代理購電不參與日前申報偏差收益回收以及費用分攤。
現(xiàn)貨市場不平衡資金：發(fā)用兩側(cè)差額資金、中長期偏差收益回收費用、用戶側(cè)日前偏差收益回收費用，按照現(xiàn)貨市場規(guī)則，以現(xiàn)貨結(jié)算日期間市場化上網(wǎng)電量（不含省間電量）比例進行分攤或返還，納入月度結(jié)算?，F(xiàn)貨結(jié)算日期間，現(xiàn)貨電能量細則中的新能源預(yù)測偏差考核開展模擬結(jié)算，暫不實際結(jié)算。
2.非現(xiàn)貨結(jié)算日
批發(fā)市場：非現(xiàn)貨結(jié)算日期間，按照中長期交易規(guī)則結(jié)算。
中長期市場化差額資金：按照中長期規(guī)則計算，按非現(xiàn)貨結(jié)算日期間市場化上網(wǎng)電量（不含省間電量）比例分攤或返還。
3.其他
電網(wǎng)代理購電結(jié)算：現(xiàn)貨結(jié)算日期間產(chǎn)生的電網(wǎng)代理購電偏差電費，由代理購電用戶、居民農(nóng)業(yè)用戶按當月用電量比例進行分攤。
（六）信息發(fā)布
電力交易機構(gòu)按照本次現(xiàn)貨交易組織流程，依據(jù)電力現(xiàn)貨市場信息披露辦法所要求的時間節(jié)點、披露內(nèi)容以及披露范圍要求，及時發(fā)布事前市場邊界信息、出清結(jié)果等信息，市場主體可登錄河北電力交易平臺獲取相關(guān)信息。
（七）總結(jié)報告
每個結(jié)算試運行階段結(jié)束后2周內(nèi)，河北電力調(diào)控中心、交易中心根據(jù)本階段試運行情況，評估試運行階段存在的風險和影響，認真分析原因、歸納匯總，形成總結(jié)報告，并上報省發(fā)展改革委。
四、風險控制
（一）如預(yù)計在試運行期間將出現(xiàn)極端天氣，可能影響電網(wǎng)安全和電力供應(yīng)時，河北電力調(diào)控中心可向省發(fā)改委申請，調(diào)整本次結(jié)算試運行時段，并告知各市場主體。
（二）本次結(jié)算試運行過程中，如出現(xiàn)電網(wǎng)設(shè)備故障或技術(shù)支持系統(tǒng)故障等影響電網(wǎng)安全運行和現(xiàn)貨市場正常運轉(zhuǎn)情況時，電力調(diào)度機構(gòu)應(yīng)采取必要措施處理故障，優(yōu)先保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行和電力可靠供應(yīng)。
（三）本次結(jié)算試運行過程中，若發(fā)生突發(fā)性的社會事件、自然災(zāi)害、重大電源或電網(wǎng)故障、以及其他不可抗力等嚴重影響電力供應(yīng)或電網(wǎng)安全時，市場運營機構(gòu)經(jīng)報請省發(fā)改委同意后，可中止現(xiàn)貨市場試運行工作，轉(zhuǎn)為現(xiàn)有調(diào)度計劃模式。
五、相關(guān)要求
（一）強化運行保障。各相關(guān)單位要高度重視本次調(diào)電試運行工作，全力配合現(xiàn)貨市場運營機構(gòu)做好現(xiàn)貨市場與生產(chǎn)運行的銜接工作，保障電網(wǎng)運行安全和市場運營平穩(wěn)。
（二）加強分析總結(jié)?，F(xiàn)貨市場運營機構(gòu)要結(jié)合電網(wǎng)負荷、新能源出力等邊界條件，做好市場出清結(jié)果分析，及時發(fā)現(xiàn)試運行過程中存在的問題并妥善處理，不斷完善市場規(guī)則條款和技術(shù)系統(tǒng)功能。
（三）做好信息報送?，F(xiàn)貨市場運營機構(gòu)要堅持日報制度，合理安排人員分工，及時整理匯總市場出清相關(guān)數(shù)據(jù)，完成市場運行日報編制和報送。
