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国家外汇管理局


国家外汇管理局关于银行办理人民币对外汇期权组合业务有关问题的通知

汇发[2011]43号


国家外汇管理局各省、自治区、直辖市分局、外汇管理部，深圳、大连、青岛、厦门、宁波市分局；各政策性银行、国有商业银行、股份制商业银行：
为进一步推动人民币对外汇期权市场发展，满足经济主体汇率避险需求，根据《国家外汇管理局关于人民币对外汇期权交易有关问题的通知》（汇发[2011]8号），现就银行办理人民币对外汇期权组合业务有关问题通知如下：
一、本通知所称期权组合是指客户同时买入一个和卖出一个币种、期限、合约本金相同的人民币对外汇普通欧式期权所形成的组合，具体包括以下两种类型：
（一）外汇看跌风险逆转期权组合：客户针对未来的实际结汇需求，买入一个执行价格较低（以一单位外汇折合人民币计量执行价格，以下同）的外汇看跌期权，同时卖出一个执行价格较高的外汇看涨期权。
（二）外汇看涨风险逆转期权组合：客户针对未来的实际购汇需求，卖出一个执行价格较低的外汇看跌期权，同时买入一个执行价格较高的外汇看涨期权。
二、银行对客户办理期权组合业务应坚持实需原则，并遵守以下规定：
（一）期权组合遵循整体性原则。客户对期权组合的任何操作（包括但不限于签约、反向平仓、交割方式选择）必须针对整个期权组合，不能选择期权组合中的单一期权交易进行，且银行与客户的期权组合业务签约及任何变更均应体现在同一产品确认书中。
（二）期权组合签约前，银行应要求客户提供基础商业合同并进行必要的审核，确保客户叙做期权组合符合套期保值原则。
（三）期权组合到期时，仅能有一个期权买方可以行权并遵循客户优先行权原则，即仅当客户决定对其买入的期权放弃行权后，银行方能选择是否对自身买入的期权行权；如果客户选择行权，银行应放弃行权。
对于任一期权买方行权，银行必须对客户交割的外汇收支进行真实性和合规性审核。客户作为期权卖方如果无法履约，双方按照商业原则处理。
（四）期权组合到期后，如客户与银行均未选择行权，客户可凭相关单证叙做一笔即期结售汇业务。
（五）期权组合中，客户卖出期权收入的期权费应不超过买入期权支付的期权费。
三、取得银行间外汇市场人民币对外汇期权交易资格和对客户人民币对外汇期权业务经营资格的银行，可以对客户办理期权组合业务。取得对客户人民币对外汇期权业务经营资格的银行分支机构，经其法人（外国商业银行分行视同为法人）授权后，可以对客户办理期权组合业务。
四、银行办理期权组合业务，应按照汇发[2011]8号文等有关规定，分别计量和管理组合中所有期权交易的Delta头寸。
五、银行办理期权组合业务，应遵照执行以下统计要求：
（一）银行应将期权组合业务中任一期权买方对期权的行权，视为客户远期结售汇履约，按照《国家外汇管理局关于印发<银行结售汇统计制度>的通知》（汇发[2006]42号）的规定，纳入《银行结售汇统计月（旬）报表》的远期结售汇履约统计。
（二）银行应将期权组合业务中的所有期权交易，逐笔纳入《银行结售汇综合头寸日报表》和汇发[2011]8号文规定的统计报表。其中，汇发[2011]8号文附件2规定的《银行对客户人民币对外汇期权业务统计》，按照本通知附件的规定进行调整。
六、银行办理期权组合业务的客户范围、交易期限、期权费币种、反向平仓、交割方式等事项，按照汇发[2011]8号文的相关规定执行。
七、本通知自2011年12月1日起实施。
国家外汇管理局各分局、外汇管理部接到本通知后，应即转发辖内城市商业银行、农村商业银行、农村合作银行和外资银行。执行中如遇问题，请与国家外汇管理局国际收支司联系。联系电话：010-68402385、68402313。
二〇一一年十一月八日




国家电力监管委员会


《电力市场运营基本规则》（电监会10号令）



关于公布《电力市场运营基本规则》的令

各有关单位：

《电力市场运营基本规则》已经2005年9月28日国家电力监管委员会主席办公会议通过，现予公布，自2005年12月1日起施行。



电力市场运营基本规则

第一章 总 则
第一条 为了规范电力市场行为，依法维护电力市场主体的合法权益，保证电力市场的统一、开放、竞争、有序，根据《电力监管条例》和有关法律、行政法规，制定本规则。
第二条 本规则适用于区域电力市场。
第三条 国家电力监管委员会及其派出机构（以下简称电力监管机构）负责区域电力市场运营的监督管理。

第二章 市场主体与交易机构
第四条 电力市场主体包括按照有关规定取得电力业务许可证的发电企业、输电企业、供电企业，以及经电力监管机构核准的用户。电力调度交易机构包括区域电力调度交易中心和省、自治区、直辖市电力调度机构。
前款所称供电企业包括独立配售电企业；前款所称区域电力调度交易中心包括区域电力调度中心、区域电力交易中心。
第五条 发电企业、输电企业和供电企业按照有关规定取得电力业务许可证后，方可申请进入区域电力市场，参与区域电力市场交易。用户经电力监管机构核准后，可以参与区域电力市场交易。
第六条 电力调度交易机构负责电力调度、电力市场交易、计量结算。

第三章 交易类型与方式
第七条 电力市场交易类型包括电能交易、输电权交易、辅助服务交易等。
第八条 电能交易按照合约交易、现货交易、期货交易等方式进行。
电能合约交易，是指电力市场主体通过签订电能买卖合同进行的电能交易。电能买卖合同约定的电价，可以由双方协商形成、通过市场竞价产生或者按照国家有关规定确定。
电能现货交易，是由发电企业通过市场竞价产生的次日或者未来24小时的电能交易，以及为保证电力供需的即时平衡而组织的实时电能交易。
电能期货交易，是指电力市场主体在规定的交易场所通过签订期货合同进行的电能交易。电能期货合同是指在确定的将来某时刻按照确定的价格购买或者出售电能的协议。
电能交易以合约交易为主、现货交易为辅，适时进行期货交易。
第九条 电力市场具备规定的条件，并经电力监管机构批准，可以进行输电权交易、辅助服务交易等。


第四章 电能交易
第十条 电能合约交易可以由电力调度交易机构具体组织实施，也可以由电力市场主体双方协商进行。
第十一条 电力调度交易机构按照区域电力市场运营规则对合约电量进行分解，其分解方法应当对电力市场主体公开。合约电量分解后因故需要修改的，电力调度交易机构应当及时向合约各方通报原因。
第十二条 输电企业应当按照法律和国家政策的规定，优先与依法取得电力业务许可证的可再生能源发电企业签订合同，全额收购其上网电量。
第十三条 电力调度交易机构应当按照区域电力市场运营规则组织电能现货交易。
第十四条 发电企业进行电能现货交易，应当以单个机组为单位报价。经批准，同一发电厂的多个机组可以集中报价。由多个发电厂组成的发电企业不得集中报价。禁止发电企业串通报价。
第十五条 电力市场价格形成机制应当有利于促进电力市场公平有效竞争、有利于输电阻塞管理。
第十六条 所有电能交易必须通过电力调度交易机构安全校核后执行。


第五章 输电服务
第十七条 输电企业应当公平开放输电网，为电力市场主体提供安全、优质、经济的输电服务。
第十八条 输电企业应当严格执行国家规定的输电电价，并接受电力监管机构的监督检查。
第十九条 输电阻塞管理方法由电力监管机构根据电网结构和电力市场交易方式确定。
第二十条 电力市场因规避输电阻塞风险的需要，经电力监管机构批准，可以组织开展输电权交易。

第六章 辅助服务
第二十一条 电力市场主体应当按照有关规定提供用以维护电压稳定、频率稳定和电网故障恢复等方面的辅助服务。
第二十二条 辅助服务分为基本辅助服务和有偿辅助服务。
基本辅助服务是电力市场主体应当无偿提供的辅助服务。有偿辅助服务是电力市场主体在基本辅助服务之外提供的其它辅助服务。有偿辅助服务在电力市场建设初期采取补偿机制，电力市场健全以后实行竞争机制。
第二十三条 辅助服务的具体内容、技术标准、提供方式、考核方式，由国家电力监管委员会会同国务院有关部门另行规定。
第二十四条 电力调度交易机构应当定期对电力市场主体提供辅助服务的能力进行测试。测试结果应当公布并向电力监管机构报告。电力市场主体不能按照要求提供辅助服务时，应当及时向电力调度交易机构报告，并按照有关规定接受考核。

第七章 电能计量与结算
第二十五条 电力市场主体应当安装符合国家标准的电能计量装置，由电能计量检测机构检定后投入使用。
本规则所称电能计量检测机构，是指经政府计量行政部门认可、电能交易双方确认的电能计量检测机构。
第二十六条 电能计量检测机构对电能计量装置实行定期校核。电力市场主体可以申请校核电能计量装置，经校核，电能计量装置误差达不到规定精度的，由此发生的费用由该电能计量装置的产权方承担；电能计量装置误差达到规定精度的，由此发生的费用由申请方承担。
第二十七条 电能交易双方签订的电能交易合同应当明确电能的计量点。电能计量点位于交易双方的产权分界点，产权分界点不能安装电能计量装置的，由双方协商确定电能计量点。法定或者约定的计量点计量的电能作为电费结算的依据。电力市场主体以计量点为分界承担电能损耗和相关责任。
第二十八条 电力调度交易机构应当建立并维护电能计量数据库，并按照有关规定向电力市场主体公布相关的电能计量数据。
第二十九条 电力市场结算包括电能合约交易结算、电能现货交易结算、电能期货交易结算、辅助服务结算以及补偿金、违约金结算。
第三十条 电力市场主体应当按照区域电力市场运营规则规定的电费结算方式和期限结算电费。

第八章 系统安全
第三十一条 电力市场主体应当执行有关电网运行管理的规程、规定，服从统一调度，加强设备维护，按照并网协议配备必要的安全设施，提供辅助服务，维护电力系统的安全稳定运行。
第三十二条 电力调度交易机构应当严格执行电力调度规则，合理安排系统运行方式，及时向电力市场主体预报或者通报影响电力系统安全运行的信息，防止电网事故，保障电网运行安全。
第三十三条 电力调度交易机构负责电力市场交易的安全校核，并公布校核方法、参数。
第三十四条 电力调度交易机构应当根据电力供需形势、设备运行状况、安全约束条件和系统运行状况，统筹安排电力设备检修计划。发电机组运行考核办法由电力监管机构审定，电力调度交易机构执行。
第三十五条 电力市场技术支持系统建设应当符合规定的性能指标。电力市场技术支持系统包括能量管理、交易管理、电能计量、结算系统、合同管理、报价处理、市场分析与预测、交易信息、监管系统等功能模块。
第三十六条 电力市场技术支持系统建设应当以电力市场运行规则为基础。在同一电力市场内，电力市场技术支持系统应当统一规划、统一设计、统一管理、同步实施、分别维护。电力市场技术支持系统应当根据电力市场发展的需要及时更新。电力监管机构审定电力市场技术支持系统规划和设计方案，电力市场主体按照规定配备有关配套设施并负责日常维护管理。

第九章 风险管理
第三十七条 国务院价格主管部门、国家电力监管委员会制定电力市场最高、最低限价，维护电力市场安全。
第三十八条 电力监管机构根据维护电力市场正常运作和电力系统安全的需要，应当制定电力市场干预、中止办法，规定电力市场干预、中止的条件和相关处理方法。
第三十九条 国务院有关部门、国家电力监管委员会在用户侧开放前,建立电价平衡机制,制定销售电价、上网电价联动的具体办法。

第十章 信息披露
第四十条 电力市场主体应当按照有关规定向电力调度交易机构提供信息。
第四十一条 电力调度交易机构应当遵循及时、真实、准确、完整的原则，定期向电力市场主体和社会公众披露电力市场运行信息。
第四十二条 电力监管机构制定电力市场信息发布管理办法并监督实施。

第十一章 附 则
第四十三条 电力业务许可证制度实施以前，电力企业进入电力市场的资格，由电力监管机构审查批准。
第四十四条 国家电力监管委员会区域监管局根据本规则拟定区域电力市场运营规则，报国家电力监管委员会批准后执行。
第四十五条 本规则自2005年12月1日起施行。国家电力监管委员会2003年7月24日公布的《电力市场运营基本规则（试行）》同时废止。