Magma topp logo Til forsiden Econa

Risikostyring i energimarkedene

figur-authorfigur-authorfigur-authorfigur-authorfigur-author

Risikostyring i energimarkedene

Sammendrag

Variasjon i råvarekostnader utgjør en risikofaktor av betydning for mange virksomheter, men ikke alle har et like bevisst forhold til temaet. Denne artikkelen skisserer hvordan håndtering av energiprisrisiko kan integreres i et rammeverk for risikostyring. Vi peker på noen sentrale elementer som må ivaretas ved praktisk implementering av sikringshandel. Tre alternative sikringsstrategier presenteres og testes på historiske data for 57 futureskontrakter fra seks ulike europeiske elektrisitets- og gassmarkeder. Strategiene har ulike egenskaper, og resultatene bør vurderes mot en aktørs mål og risikopreferanser.

1 Bakgrunn

For noen foretak er energipriser av strategisk betydning med stor påvirkning på bunnlinjen. Dette gjelder blant annet produsenter av kraft og kraftkrevende industri. Andre legger mindre vekt på energi. Man har gjerne ikke gjennomført noen overordnet evaluering av slike kostnader, til tross for at en ikke kan operere uten råvaren. Energimarkedene er også i en særstilling siden majoriteten av konsumentene er helt avhengige av en stabil leveranse, og priselastisiteten normalt sett er lav. Samtidig er dette et uforutsigbart område hvor miljø- og næringsinteresser møtes, og den teknologiske utviklingen har stor påvirkning på både tilbuds- og etterspørselssiden. Dette er forhold som kan endre rammebetingelsene for aktørene i markedet forholdsvis raskt. Denne artikkelen diskuterer hvordan et foretak som konsumerer elektrisk kraft eller naturgass i de europeiske markedene, kan orientere seg i et slikt landskap. Det skisseres et bilde på hvordan håndtering av finansiell risiko knyttet til innkjøp og forbruk av energi kan integreres i et rammeverk for helhetlig risikostyring, og eksempler på praktisk implementering blir presentert og diskutert. Ulike aktører vil ha varierende forutsetninger med hensyn til kompetanse og tilgjengelig tid til å bruke på dette feltet, så vi har lagt vekt på å tydeliggjøre hvilke elementer rammeverket består av. Hva bør foretaket utføre selv, og hvilke deler kan eventuelt settes ut til en tjenesteleverandør? Metodene som presenteres, kan også benyttes til å håndtere prisrisiko for andre råvarer.

2 Energipriser, volatilitet og risiko

I energimarkedene finner man en rekke særtrekk som påvirker prisdannelsen. Blant annet fører mangel på lagringsmuligheter for elektrisk kraft til at produksjon og forbruk må finne sted simultant. Samtidig har man en rekke flaskehalser i overføringskapasitet i regionale nett. I det nordiske vannkraftbaserte systemet vil også den naturlige syklusen i tilsig til vannmagasinene forsterke den årlige sesongeffekten med høye vinterpriser etterfulgt av prisreduksjon i sommerhalvåret. På kontinentet er bruk av gass til oppvarming langt mer utbredt enn i de nordiske landene, slik at en får tilsvarende økning i forbruk og prisnivå for gass i vinterhalvåret. En vanlig forbruker vil med andre ord oppleve at en har behov for større mengder energi i perioder med høye priser. Denne samvariasjonen finner en normalt også på døgn- og ukesnivå. Man kan forvente å måtte betale mer for det som forbrukes på dagtid en ukedag, sammenlignet med forbruk som foregår om natten eller i helgene. Siden kraftsystemet må være i kontinuerlig balanse og en har begrensede lagringsmuligheter, vil en i en presset situasjon kunne oppleve brå og ekstreme økninger i pris, for eksempel i forbindelse med bortfall av produksjon eller overføringskapasitet. Dette er med på å generere de typiske mønstrene vi ser i energipriser. Man får perioder med svært høy volatilitet og brå økninger i prisene, etterfulgt av en korreksjon tilbake til et mer normalt nivå. Disse fenomenene er dokumentert i flere studier, blant annet finner Lucia og Schwartz (2002) en årlig gjennomsnittlig volatilitet på 189 prosent i spotprisen for nordisk kraft i perioden 1993–1999.

figur

Figur 1 Historisk systempris Nord Pool 2002–2014. (Kilde: Nord Pool Spot)

I figur 1 ser en at spotprisen på nordisk kraft har variert betydelig. Typisk får en høye priser om vinteren, som øker ytterligere i såkalte tørrår med lav magasinfylling. Andre faktorer som virker inn på tilbudssiden i Europa, er blant annet de marginale produksjonskostnadene for kull og gass. I denne artikkelen vil vi i tillegg til Nord Pool (ENO) se nærmere på tysk kraft (EEX), nederlandsk kraft (NED) og kraft i UK (UKP). Vi tar også med to regionale leveringspunkter for naturgass: NBP i UK og TTF i Nederland.

Tabell 1 Deskriptiv statistikk for spotpriser på elektrisk kraft og naturgass, daglige observasjoner.
MarkedObsMinMaxMeanStdSkewKurt
ENO 4 641 5,79 134,80 36,82 13,91 1,25 3,02
EEX 4 641 –56,87 301,54 40,80 18,04 1,94 15,06
NED 4 641 6,75 660,34 46,85 24,39 8,36 172,09
UKP 1 719 22,83 84,27 44,87 6,29 0,51 2,87
NBP 4 641 1,45 179,80 40,39 19,41 0,52 0,63
TTF 3 411 0,68 53,00 20,28 5,89 –0,20 –0,06

Med daglige observasjoner blir de ekstreme, kortvarige situasjonene som oppstår ved ubalanser, synlige. For eksempel ser man i tabell 1 at Tyskland (EEX) har hatt negativ kraftpris på –56,87 EUR/MWh, mens en i andre enden av skalaen finner en drastisk situasjon i det nederlandske markedet, hvor døgnprisen endte på 600,34 EUR/MWh. Effekten av slike ekstreme svingninger glattes ut når man ser på gjennomsnittspriser på for eksempel måneds- eller årsnivå, men også her er variasjonen betydelig. Eksempelvis var den årlige gjennomsnittsprisen på Nord Pool Spot nede på 12,75 EUR/MWh i 2000, mens årsprisen for 2010 endte på 53,06 EUR/MWh. Mer prisdata er tilgjengelig på www.nordpoolspot.com/historical-market-data/

For en konsument uten fleksibilitet til å justere energiforbruket sitt i takt med disse svingningene kan utviklingen i energimarkedene representere en betydelig finansiell risiko. Denne risikoen kan håndteres ved hjelp av instrumentene som omsettes i de tilhørende terminmarkedene for elektrisitet og gass. Ved hjelp av likvide finansielle instrumenter som forwards og futures kan konsumentene få et mer aktivt forhold til utviklingen i energimarkedet, og kontrollere den risikoen en er eksponert mot. Man kan også benytte disse instrumentene til å gripe muligheter og låse inn priser en oppfatter som gunstige. En slik aktiv tilnærming bør implementeres innenfor et helhetlig rammeverk for risikostyring, i tråd med foretakets overordnede målsettinger og risikopreferanser.

3 Helhetlig strategi for risikostyring

All næringsvirksomhet krever styring og forvaltning av risiko, og en velfungerende risikostyringsprosess kan fungere som et effektivt virkemiddel for å sikre verdiskapingen i foretaket. Med et helhetlig rammeverk for risikostyring med tydelig fordeling av eierskap og ansvar i organisasjonen har en også bedre forutsetninger for å unngå lokale, suboptimale løsninger og bidra til at overordnede mål nås på en effektiv måte. Det finnes flere modeller for hvordan dette kan struktureres, som for eksempel COSO ERM (2004) og NS-ISO 31000 Risikostyring – Prinsipper og retningslinjer (2010). Norsk anbefaling for eierstyring og selskapsledelse (www.nues.no) presenterer også noen enkle retningslinjer for god risikostyring. Vi skal ikke gå nærmere inn på noen av disse standardene, men heller bidra med noen kommentarer til hvordan håndtering av råvareprisrisiko kan plasseres inn i et rammeverk for helhetlig risikostyring.

Ved praktisk implementering vil utgangspunktet for de fleste foretak være å identifisere og kartlegge eksponeringen en står overfor, og tydeliggjøre hvilke målsettinger som skal ivaretas. Aktørene i markedet har ulike risikopreferanser, og evaluering av de muligheter og risikoer som usikkerheten i markedet medfører, vil variere fra virksomhet til virksomhet. Foretakene plasserer også ansvar for håndtering av energi i ulike deler av organisasjonen. I konsern ser man at noen benytter lokale driftsavdelinger uten stor grad av koordinering, mens andre sentraliserer og involverer innkjøps-, risk- eller finansavdeling i morselskapet. Med et overordnet og aggregert fokus på energikostnader i konsernet har en bedre forutsetninger for å implementere en helhetlig strategi for styring av risikoen i tråd med etablerte mål og vilje til å ta på seg risiko. En sentralisert risk- eller finansavdeling vil normalt også har bedre forutsetninger for å følge opp sikringshandel og evaluere den risiko som følger med denne type virksomhet. Før vi ser nærmere på rammeverket for håndtering av energiprisrisiko, vil vi presentere en kort skisse av de mest sentrale elementene i en risikostyringsprosess for energihåndtering, se figur 2.

figur

Figur 2 Risikostyringsprosessen. (Kilde: Bergen Energi)

Formalisering av målsettinger og risikopreferanser er et naturlig utgangspunkt for en aktør som skal etablere et rammeverk. Dette utgjør grunnlaget for den videre prosessen og vil typisk være avhengig av foretakets virksomhet og overordnede strategi. Er forutsigbarhet i kostnader viktig for foretaket? Trenger man prisstabilitet over tid, eller er man villig til å ta risiko for å oppnå lavere råvarekostnader? I foretak uten etablert risikopolitikk kan man oppleve at nøkkelpersoner vurderer disse spørsmålene forskjellig. Først når mål og risikovilje er tydelig formulert, kan potensiell trusler mot måloppnåelse vurderes.

Risikovurderingen avhenger av individuelle forhold i den enkelte bedrift og hva man forsøker å oppnå (kommersielle mål). Effekten av de risikofaktorene som identifiseres, bør kvantifiseres slik at en har mulighet til å vurdere disse mot grensene som er satt i risikostrategien for foretaket. Dette kan oppnås med stresstesting eller metoder som Cash-Flow-at-Risk 22. Se Stein mfl. (2001) for nærmere beskrivelse. Fra historiske data ser man at variasjon i energipris kan ha betydelig effekt på fremtidig kontantstrøm, men også endringer i volum og valuta kan spille en stor rolle. For norske aktører i kraftmarkedet vil blant annet endringer i Nord Pool-systempris, lokale områdepriser og vekslingskursen EUR/NOK ha betydning. Transparens og avtalebetingelser hos motpart vil avgjøre hvilken kostnadseffekt disse får hos sluttbruker av kraften. En kraftleverandør kan for eksempel stille en sluttbruker en fastpris i lokal valuta, hvor det kan være utfordrende å identifisere motpartens margin. Motpartsrisiko kan også spille en rolle. Denne kan håndteres med sikkerhetsstillelse eller bruk av clearing. Ikke alle risikofaktorer er modifiserbare, eksempelvis vil mange foretak ha begrenset mulighet til å redusere eget forbruk av energi på kort sikt uten at det går ut over driften.

Resultatene fra risikovurderingen vurdert mot foretakets mål og vilje til å ta på seg risiko avgjør hvilken respons som er påkrevd. Vi vil her spisse fokus og definere respons som valg av strategi for sikringshandel og definering av forvaltningshorisont – hvor langt frem i tid en tillater handel. Nedenfor vil vi presentere tre enkle sikringsstrategier. Disse har ulike mål og egenskaper. Ved praktisk implementering skal foretakets risikopreferanser og kommersielle målsettinger ivaretas gjennom formalisering av forvaltningsoppdraget i et mandat som tydeliggjør overordnede målsettinger, sikringsstrategi og forvaltningshorisont. Dette utgjør grunnlaget for en robust implementering med lav operasjonell risiko. Uavhengig av om en ønsker å utføre sikringshandel internt eller ved hjelp av en tjenesteleverandør, er det helt avgjørende at mandatet for sikringshandel er tydelig og formelt akseptert av begge parter. Når man vurderer intern versus ekstern håndtering, bør man blant annet ta hensyn til evne til å holde kontinuitet i drift, kontrollsystemer, håndtering av nøkkelpersonrisiko og potensielle interessekonflikter, systemstøtte og operasjonell risiko. Videre kan ulike typer markedsaksess stille krav til personell som utfører handel og organisering. En større konsument kan blant annet delta i markedet gjennom bilaterale leveranseavtaler med prissikringsmekanismer, fysisk leveranse kombinert med bilateral sikringshandel med for eksempel banker, eller ved å etablere seg direkte på markedsplasser som for eksempel Nord Pool Spot og Nasdaq Commodities. Valg av markedsaksess vil påvirke transparens og hvilke resultater som oppnås.

Oppfølging av resultater gjennom relevant og tilgjengelig rapportering er en nødvendig forutsetning for at oppdragsgiver skal kunne følge utvikling i energikostnader, risiko og måloppnåelse. Man bør også forvente løpende rapportering på handelsaktivitet/ transaksjonslister og nødvendig grunnlag for regnskapsmessig eller regulatorisk rapportering, for eksempel grunnlag for sikringsbokføring/IFRS ved bruk av derivater. I tillegg til løpende rapportering bør hele prosessen være gjenstand for systematisk evaluering for å sikre at rammeverket fungerer etter hensikten. Profesjonelle aktører vil typisk gjennomføre periodiske statusmøter hvor faktiske resultater over tid vurderes mot forvaltningsmandat og oppdragsgivers målsettinger.

4 Rammeverk for håndtering av energiprisrisiko

4.1 Sentrale begreper og definisjoner

Den finansielle risikoen for en energikonsument er i stor grad et resultat av usikkerhet knyttet til prisen på det forventede forbruket frem i tid. Ved risikovurderingen kan en danne seg av et bilde av denne ved å beregne Cash-Flow-at-Risk eller utføre stresstesting av energikostnad basert på historiske priser og mulige endringer i forbruk og andre sentrale risikofaktorer. Volum- og valutarisiko vil spille en vesentlig rolle for mange, men her vil vi holde fokus på energiprisrisiko og hvordan denne kan håndteres.

En forbruksprognose beskriver det forventede forbruket per tidsenhet i en bestemt periode, for eksempel forbruk per time for de neste fire årene. Prognosen utgjør et av de mest sentrale elementene i foretakets risikovurdering, og den vil også legge føringer for omfang av sikringshandel.

figur

Figur 3 Eksempler på forbruksprognoser i MW. (Kilde: Bergen Energi)

Instrumentene vi vil benytte oss av for å håndtere prisrisikoen, er såkalte futureskontrakter, det vil si standardiserte terminkontrakter som gir mulighet for å låse inn en pris for fremtidig levering av den aktuelle råvaren (elektrisitet eller gass). Kontraktene kan også gjøres opp finansielt, uten fysisk leveranse. Dette er en vanlig løsning i det nordiske kraftmarkedet, hvor Delayed Settlement Futures notert på Nasdaq (gamle Nord Pool ASA) gir et rent finansielt oppgjør i perioden hvor den underliggende kraften leveres. Prognosen for det forventede forbruket og posisjonene i futuresmarkedet utgjør energiporteføljen til en aktør, og porteføljeprisen for en bestemt periode (typisk år) beregnes daglig som et vektet gjennomsnitt av verdi på sikret og usikret volum:

figur

Her er porteføljeprisen (PPt) knyttet til aktørens forbruksvolum (Q) avhengig av porteføljens sikringsgrad (ht), oppnådd pris på sikret volum (Pth) samt markedsprisen (Ft) på det usikrede volumet. For å håndtere risikoen til energiporteføljen trenger vi å ta posisjoner i futuresmarkedet. Siden den underliggende motivasjonen for futureshandelen er risikostyring, vil vi begrense omfanget av denne aktiviteten med et mandat. Eier av energiporteføljen er oppdragsgiver og formaliserer hvilke rammer som skal gjelde for sikringshandelen gjennom et forvaltningsmandat. Dette mandatet kan inneholde en rekke detaljer, men sentrale elementer er forvaltningshorisont (hvor langt frem i tid en har anledning til å handle) og tillatt sikringsgrad, typisk (ht) i intervallet (0 prosent, 100 prosent). Mange aktører velger også å definere et høyprisnivå som utløser 100 prosent sikring for å beskytte porteføljen mot ytterligere kostnadsøkning dersom porteføljeprisen stiger mot denne øvre grensen. Det kan være verdt å merke seg at begrensninger på for eksempel maksimal tillatt sikringsgrad vil påvirke evnen til å beskytte et høyprisnivå. Videre kan et konservativt mandat som ikke gir anledning til å selge tilbake posisjoner i futuresmarkedet, låse inn porteføljeprisen på et høyt nivå dersom markedsprisen faller etter at hele, eller deler av, porteføljens forventede forbruk er sikret i futuresmarkedet. I den videre analysen vil vi benytte et forvaltningsmandat som tillater sikringshandel to år frem i tid, hvor porteføljenes sikringsgrad har anledning til å variere i intervallet 0–100 prosent. Her vil en ha anledning til å sikre energiforbruk for gjenværende del av inneværende år samt de to neste årene. Med et mandat på denne formen har en også rom for dynamiske sikringsstrategier som sikter på å beskytte et predefinert øvre pristak for porteføljen, samtidig som en har mulighet til å redusere sikringsgrad dersom markedsprisen faller.

figur

Figur 4 Historisk terminpris og levert spotpris for nordisk kraft i 2010. (Kilde: Bergen Energi)

4.2 Tre enkle sikringsstrategier

Figur 4 ovenfor viser den historiske utviklingen i futurespris for 2010 vurdert opp mot faktisk levert spotpris. Den horisontale linjen markerer den gjennomsnittlige spotprisen. Dette året illustrerer tydelig hvor stort utfallsrommet i futuresmarkedet kan være. Gjennom turbulensen som fulgte finanskrisen, hadde man mulighet til å låse den nordiske kraftkontrakten ENOYR-10 til stengningskurser i intervallet 27,6–67,58 EUR/MWh. Også utenfor denne ekstraordinære perioden har en sett store prisbevegelser, for eksempel i forbindelse med lave vannmagasiner, nyheter knyttet til bortfall av kjernekraft og endringer i marginale produksjonskostnader knyttet til kull- og gasspriser. Med disse observasjonene som utgangspunkt blir det tydelig at sikringshandelen kan få betydelige konsekvenser for en aktørs energikostnader, og at denne type virksomhet bør gjennomføres på en strukturert og planmessig måte.

I rammeverket vi presenterer her, vil vi definere en sikringsstrategi som en beslutningsregel som avgjør daglig sikringsgrad for et fremtidig forbruk i samsvar med begrensningene som er gitt i forvaltningsmandatet. Sikringsstrategiene implementeres som funksjoner som tar inn forventet forbruk, futurespris og en rekke modellspesifikke parametere. De returnerer en anbefalt sikringsgrad i en årskontrakt for hver enkelt av dagene som er tilgjengelig for handel i forvaltningsmandatet. I eksempelet med sikring av 2010-forbruk på to års horisont kan en ta posisjoner i ENOYR-10 fra januar 2008, og strategien anbefaler en sikringsgrad hver av de cirka 500 handelsdagene frem til start på levering. Før leveringsstart vil en i praksis bryte opp mandatet og starte sikringshandel med kvartals- og månedsprodukter. Her vil vi imidlertid holde hovedfokus på de ulike strategienes egenskaper og begrense oss til handel i årskontrakter. Dette er også vanlig praksis på horisont over ett år frem, der likviditet i kortere kontrakter er svakere.

Indeksstrategi

Indeksstrategien er en svært enkel og mekanisk metode som øker sikringen gradvis ved å låse inn like andeler av volumet gjennom handelsperioden. Strategien søker å fordele sikringshandelen over tid, slik at en unngår låsing av porteføljeprisen på ett enkelt tidspunkt. Figur 4 illustrerer mulige konsekvenser av en slik tilnærming. Her ser man at fastpris for nordisk kraft i 2010 kunne låses over 67 EUR/MWh sommeren 2008. I første kvartal 2009 ble den samme kontrakten omsatt under 28 EUR/MWh. Med indeksstrategien fordeles sikringshandelen over tid. Helt uavhengig av utvikling i markedspris beregner indeksstrategien sikringsgraden for ett enkelt år som

figur

– hvor n er antall år i forvaltningshorisonten, D antall handelsdager per år og t den aktuelle dagen i handelsperioden. I eksempelet med to års horisont og 250 handelsdager per år vil sikringsgraden for dag

figur

, være

figur

Denne tilnærmingen bygger opp en posisjon sikringskontrakter som får tilnærmet samme pris som gjennomsnittlig futurespris i handelsperioden. Etter de første 250 dagene har man 50 prosent sikring til snittpris for denne perioden, og de usikrede 50 prosent prises til dagens markedspris. Siste dag før leveringsstart har man 100 prosent sikring av forbruket kommende år til snittpris siste to år. Denne strategien gir liten forutsigbarhet med lang horisont – det er først når man nærmer seg start på levering, at man får mer visshet om hva porteføljeprisen blir. Den gradvise oppbyggingen av posisjoner gir også en glattingseffekt når man sammenligner porteføljepris mellom ulike år som leveres. Til tross for at indeksstrategien ikke gir god forutsigbarhet med lang horisont, har den vært forholdsvis utbredt i energimarkedene, både som sikringsstrategi og som referanse.

Pristakstrategi

Denne metoden fokuserer på sikring av et pristak for porteføljen og har som mål å oppnå en porteføljepris som er bedre enn en forhåndsdefinert øvre prisgrense. Den passer aktører med behov for forutsigbare energikostnader. Pristakstrategien bygger på teorien bak konstant andel porteføljeforsikring (CPPI), se Black og Perold (1992). Sikringsgraden bestemmes helt uavhengig av tid til levering med

figur

Her er TP et forhåndsdefinert øvre pristak, og RF er en risikofaktor som skal ta høyde for maksimal daglig prisendring ved rebalansering. Denne risikofaktoren påvirker giring av porteføljen, hvor en høy RF vil medføre at en stor andel av porteføljen sikres, og motsatt for lav RF. Hvis (TP – PP) > RF, settes sikringsgrad til 0 prosent. Dersom PP > = TP, skal porteføljen sikres 100 prosent for å unngå ytterligere økning i kostnader. Med utgangspunkt i markedspris når porteføljeforvaltning starter, kan aktøren sette nivå for TP og RF i tråd med sine risikopreferanser. På første handelsdag starter porteføljen uten sikring, slik at porteføljeprisen på dette tidspunktet er lik markedsprisen. Resten av perioden settes sikringsgrad i henhold til uttrykket ovenfor. For eksempel vil et pristak på 45 EUR/MWh og risikofaktor lik 10 føre til sikringsgrad på 50 prosent hvis markedspris er 40 EUR/MWh. Høyere risikoaversjon med pristak lik 42 EUR/MWh gir sikringsgrad på 80 prosent. Nivå på sikring justeres i takt med utvikling i markedet, og ved et eventuelt fall i markedspris skal den risikoaverse aktøren ikke forvente å ta like stor del i kostnadsreduksjonen som andre med lavere sikringsgrad. Strategien kan også implementeres som dynamisk andel porteføljeforsikring (DPPI) der pristak og risikofaktor justeres ned etter en forhåndsdefinert regel, hvis omstendighetene tillater dette (illustrert med fotskrift for t i ligningen ovenfor). Pristakstrategien har skarpt fokus på sikring av taket og vil derfor passe bedre for aktører som har behov for budsjettsikkerhet og forutsigbarhet. En svakhet er at man kan ende opp med å låse seg inn med full sikring på pristaknivå i et scenario hvor markedet faller tilbake til lavere nivåer. Metoden kan også være utsatt for såkalt rebalanseringsrisiko – at man er avhengig å kunne utføre handel med en viss hyppighet for å bevare strategiens egenskaper.

Deltastrategi

Deltastrategien har, i likhet med pristakstrategien, fokus på å sikre et predefinert nivå for porteføljeprisen, samtidig som en allokerer posisjonene slik at en har mulighet til å ta del i et eventuelt prisfall (kostnadsreduksjon) i markedet. Dette kunne man oppnådd med en europeisk kjøpsopsjon på den aktuelle futureskontrakten, som ville sikret en øvre prisgrense for porteføljen på innløsningskurs + opsjonspremie. Hvis man for eksempel kjøper en opsjon med innløsningskurs lik dagens markedspris, vil porteføljen være sikret mot prisøkning over dagens marked + opsjonspremie. Dersom markedet faller, vil en følge med videre ned, men med en premie tilsvarende prisen på opsjonen. I enkelte tilfeller er aktiviteten i opsjonsmarkedet lav, og en konsument er ikke nødvendigvis villig til å betale den premien som tilbys. Man kan imidlertid oppnå en tilnærmet lik sikring ved å skape en syntetisk opsjon. Ved å benytte seg av samme metode som utsteder av opsjonen ville brukt for å sikre sin eksponering, kan vi bygge en portefølje som gir en tilnærming til sikring med en europeisk kjøpsopsjon. Med deltasikring kan porteføljens sikringsgrad bestemmes ved

figur

der

figur

– hvor K er innløsningskursen, F markedspris, r risikofri rente, sigma volatilitet i futuresmarkedet, N(.) fordelingsfunksjonen for normalfordelingen og (T-t) gjenværende tid til levering i Black-76-modellen, se Björk (2004). Formålet er å bygge en sikringsportefølje med futureskontrakter som gir beskyttelse mot prisøkning, samtidig som man bevarer nok fleksibilitet til å dra nytte av gunstige markedsbevegelser, slik en europeisk kjøpsopsjon ville gjort. Dette kan oppnås med deltasikring av en fiktiv opsjon etter samme prosedyre som utsteder av opsjonen ville benyttet for å sikre sin eksponering. Man bruker de samme arbitrasjeargumentene som ligger til grunn for selve opsjonsprismodellen, men formålet er ikke å sikre en faktisk opsjonseksponering. Deltastrategien brukes kun for å handle i underliggende (futureskontrakten) for å oppnå tilnærmet samme effekt som opsjonen. For å sikre seg mot prisstigning utover dagens markedsnivå kan man deltasikre en opsjon med innløsningskurs lik dagens pris, noe som avhengig av øvrige parametere i Black-76 modellen genererer en initial sikring på rundt 50–60 prosent. Sikringen økes (reduseres) hvis markedet stiger (faller). I tillegg til innløsningskursen vil handelsaktivitet og tilhørende kostnader avgjøre nivå for øvre pristak, slik at denne strategien ikke tilbyr like sterk beskyttelse som pristakstrategien. Den vil også være utsatt for rebalanseringsrisiko.

5 Implementering

Som påpekt tidligere vil en praktisk implementering av sikringshandel normalt innebære at man må ta inn flere kontraktstyper i porteføljen og tilpasse forvaltningsmandat til forbruksprognosen for den aktuelle aktøren. Man må være i stand til å rapportere porteføljens status og foreta justeringer i sikringsgrad løpende dersom utviklingen i markedet krever dette. Det er avgjørende at aktørens målsettinger og risikopreferanser er grundig utredet og tydelig formulert i forvaltningsmandatet, og at dette er operasjonalisert på en effektiv og robust måte. Med dynamiske sikringsstrategier kan en ta et aktivt forhold til utviklingen i markedet og benytte seg av muligheter, men dette lar seg ikke gjøre uten effektiv markedsovervåking og kort responstid dersom porteføljen har behov for rebalansering. Disse forholdene taler for at aktører som ikke er godt kjent med slike analyser, kan være tjent med å benytte seg av en profesjonell tjenesteleverandør med god analysekapasitet og systemer for å håndtere den operasjonelle risikoen. Benytter man en profesjonell aktør, bør denne kunne bistå med en rimeligere markedsaksess og bidra til at regulatoriske forhold og eventuelle rapporteringskrav ivaretas.

Resultatene som presenteres nedenfor, er generert ved å benytte de tre sikringsstrategiene med to års horisont på 57 års- eller sesongkontrakter for elektrisitet og gass i seks ulike europeiske markeder: tysk kraft (EEX), nordisk kraft (ENO), UK-kraft (UKP), nederlandsk kraft (NED), UK-gass (NBP) og nederlandsk gass (TTF). Dette datasettet inneholder daglige sluttkurser fra regionale europeiske terminmarkeder i perioden 2006–2014. Disse markedene er avhengige av ulike fundamentale forhold. Eksempelvis vil endringer i nedbør og hydrologi ha stor innvirkning på de nordiske kraftkontraktene, men de vil ikke få direkte utslag i gassmarkedene. Disse forskjellene gjør at vi får en bredere base for testing av sikringsstrategiene. Strategiene er implementert som funksjoner i programmeringsspråket R. Strategifunksjonene tar inn forbruksprognose og futurespriser samt parametere for den aktuelle modellen. De gir også bruker anledning til å definere minste volum tilgjengelig per transaksjon og transaksjonskostnader. For kraft har vi for eksempel benyttet henholdsvis 1 MW som minste enhet og 0,1 EUR/MWh som justering på sluttkurser for å ta høyde for transaksjonskostnader/ likviditet. Ved fastsettelse av pristak har vi benyttet Black-76-modellen og beregnet premier for opsjoner med innløsningskurs lik markedspris på futureskontrakten første handelsdag, to år før leveringsstart. Med parameterne som ble benyttet, ga dette opsjonspremier på elleve prosent av underliggende, og pristak for pristak- og deltastrategiene ble satt elleve prosent over markedet første handelsdag.

Figur 5 illustrerer hvordan de ulike strategiene fungerer i et marked som preges av henholdsvis stigende trend (ENOYR-06) og fallende trend (ENOYR-14). Utvikling i futuresprisen siste to år før levering (sort) vurderes mot indeksstrategi (blå), pristakstrategi (rød) og deltastrategi (grønn). I stigende trend oppnår samtlige strategier lavere porteføljepris enn markedet siste handelsdag, siden de låser inn deler av porteføljen på lavere nivåer. Indeksstrategien bygger sikringsposisjoner mekanisk. Pristakstrategien og delta starter med høy initial sikring og tilpasser denne i takt med markedsutviklingen. Måten dette foregår på, bestemmes av parameterne i modellene. Eksempelvis har vi benyttet en konstant risikofaktor for pristakstrategien på RF = 10, noe som gir en konservativ (høy) sikring på dette prisnivået. Dette gjør at pristakstrategien oppnår lavest pris i denne situasjonen. Alternativt kunne en ha implementert strategien som dynamisk andel porteføljeforsikring (DPPI) og beregnet RF daglig med et risikomål – for eksempel Value at Risk eller Expected Shortfall. Dette ville endret sikringsadferden, og en ville fått andre resultater. Denne strategien ville fortsatt lagt stor vekt på å oppnå en pris mindre eller lik det opprinnelige pristaket. Delta starter med lavere sikring og tilpasser denne mer aktivt. Når markedet stiger kraftig gjennom 2005, økes sikringsgraden mot 100 prosent, og porteføljeprisen flater ut nær taket på elleve prosent. Deltastrategien gir ikke like sterk beskyttelse, men ender på en porteføljepris siste handelsdag som er 0,2 prosent over grensen som ble satt to år tidligere. På den annen side vil delta tilpasse seg mer aktivt til markedsutviklingen hvis trenden snur, og vi forventer å følge markedet ned med en mindre premie enn pristakstrategien. Man kan tenke på sikringshandel som en form for forsikring. Dette er en type investering man gjør til tross for at forventet avkastning er negativ. Årsaken til at den fortsatt fremstår som attraktiv, er risikoaversjon. Delta søker å oppnå en lavere premie, men tilbyr ikke like sterk beskyttelse for den som har et slikt behov.

I en fallende trend følger indeksstrategien markedet tettere i starten av handelsperioden på grunn av den lavere sikringen, og avstanden øker hvis markedet fortsetter å falle. Pristakstrategien og delta reduserer sikringsgraden ettersom avstanden til pristaket øker og følger med markedet ned med en premie. Denne (forsikrings-)premien bør man forvente å måtte betale når man har låst deler av porteføljen, og prisøkning uteblir. Med en aktiv strategi kan man midlertid tilpasse seg utviklingen og redusere premien, slik delta gjør mot slutten av 2013 når markedet faller. Porteføljeprisen kan låses her ved å øke sikringsgraden igjen til 100 prosent mot slutten av handelsperioden.

Figur 5 Porteføljepris og sikringsgrad for tre strategier anvendt på levering av nordisk kraft i 2006 og 2014. (Kilde: Bergen Energi)

figurfigur

6 Evaluering av resultater

Aktørene i markedet har forskjellige risikopreferanser og målsettinger de søker å ivareta. Eksempelvis vil en kraftleverandør som har inngått en fastprisavtale med et industriforetak normalt ha behov for høy grad av sikkerhet knyttet til sin priseksponering. I andre tilfeller kan foretak ha mulighet til å overføre økte energikostnader gjennom endret pris på egne produkter. Risikoeksponering og passende respons vil variere fra aktør til aktør, og en bør velge en strategi som ivaretar behovene man legger vekt på. De ulike sikringsstrategiene kan rangeres etter en rekke kriterier. Ved evalueringen her har vi valgt å fokusere på to. Først vil vi fokusere på forutsigbarhet, det vil si i hvilken grad strategien evner å beskytte et predefinert pristak for porteføljen. Deretter vurderer vi strategiens oppnådde pris mot prisen i markedet siste handelsdag før levering.

Venstre kolonne i figur 6 sammenligner endelig porteføljepris (x-aksen) med pristaket som ble satt to år før leveringsstart (y-aksen) for hver av de 57 kontraktene, gruppert per marked. Hvis porteføljeprisen for et bestemt år ender på samme nivå som pristaket, markeres den som et punkt på 45-graderslinjen. Oppnår porteføljen en lavere pris, vil punktet finnes over linjen, og vice versa. Som forventet har ikke en ren indeksstrategi noen evne til å sikre at pristaket ikke brytes. Denne strategien bygger sikringsposisjonene mekanisk basert på hvor mange handelsdager en har tilgjengelig før leveringen starter, uten å ta med pris i vurderingen. Man oppnår en porteføljepris som er tilnærmet lik gjennomsnittsprisen i futuresmarkedet siste to år, og denne kan ende på et høyere aller lavere nivå enn pristaket. Dette gjelder imidlertid ikke for pristakstrategien, som kommer best ut av de tre på dette kriteriet. Deltastrategien har også forholdsvis gode resultater, med enkelte brudd på pristaket.

Høyre kolonne i figuren sammenligner porteføljepris (x-aksen) med markedsprisen siste handelsdag (y-aksen) etter samme metode. Oppnår porteføljen en lavere pris, vil punktet finnes over linjen, og vice versa. Heller ikke her viser indeksstrategien noen interessant systematikk. Gjennomsnittsprisen for perioden ligger fordelt rundt 45-graderslinjen, og enkelte ganger er premien mot marked nokså stor. For pristakstrategien og delta ser vi at premien man betaler for sikring mot pristaket, synes å være forskjellig for de to strategiene. I enkelte tilfeller er pristakstrategien et godt stykke under linjen, mens delta synes å ligge tettere mot markedet i de tilfellene hvor porteføljen oppnår en dårligere pris.

figur

Figur 6 Porteføljepris evaluert mot pristak (venstre kolonne) og markedspris siste handelsdag (høyre kolonne). (Kilde: Bergen Energi)

Tabell 2 Avvik fra pristak satt første handelsdag per strategi (%).
 Indeks­strategiPristak­strategiDelta­strategi
Minimum –32,6 % –30,5 % –44,1 %
Første kvantil –14,7 % –9,7 % –15,7 %
Median –8,9 % –4,1 % –5,8 %
Gjennomsnitt –4,4 % –6,4 % –8,2 %
Tredje kvantil 5,4 % –0,5 % 1,0 %
Maksimum 44,0 % 0,1 % 6,3 %
Tabell 3 Avvik fra markedspris siste handelsdag per strategi (%).
 Indeks­strategiPristak­strategiDelta­strategi
Minimum –32,2 % –35,2 % –36,0 %
Første kvantil –2,8 % –3,1 % 0,4 %
Median 5,0 % 8,0 % 9,1 %
Gjennomsnitt 11,1 % 10,5 % 6,2 %
Tredje kvantil 18,1 % 16,8 % 16,3 %
Maksimum 85,5 % 140,6 % 34,4 %

Tabell 2 og 3 gir et mer detaljert bilde av resultatene som oppsummeres i figur 6. Her får man nok en bekreftelse på at rent mekanisk implementering av indeksstrategien kan gi en endelig porteføljepris som ligger langt høyere enn pristaket som ble definert første handelsdag. Det største bruddet for deltastrategien har vært på 6,3 prosent, mens pristakstrategien har gitt sterkere beskyttelse med en maksimal overskridelse på 0,1 prosent. Delta oppnår også den laveste gjennomsnittlige premien mot markedet i tilfeller hvor markedsprisen har falt og en ikke har fått behov for sikringen. I tabell 3 oppgis gjennomsnittspremien til 6,2 prosent. Den største merkostnaden delta har hatt mot markedspris siste handelsdag, er 34,4 prosent. Tilsvarende tall for indeksstrategi og pristakstrategi er henholdsvis 85,5 prosent og 140,6 prosent. Alle beregninger av porteføljepris inkluderer transaksjonskostnader. Pristakstrategien og deltastrategien har et høyere aktivitetsnivå enn indeks, som kun sikrer ett enkelt års volum én gang. De økte transaksjonskostnadene som genereres ved kjøp og tilbakesalg av volumer, oppveies av resultatene de mer aktive strategiene oppnår. Dette reflekteres i tabell 2 og 3.

7 Avsluttende kommentarer

Variasjon i energikostnader utgjør en stor finansiell risiko for mange foretak. I denne artikkelen har vi gitt en kort skisse av hvordan håndtering av energiprisrisiko kan integreres i et rammeverk for helhetlig risikostyring. Vi har beskrevet de sentrale elementene i en risikostyringsprosess for energikjøp og presentert et rammeverk for praktisk implementering. Tre alternative strategier ble testet på 57 futureskontrakter i seks europeiske elektrisitets- og gassmarkeder. Strategiene ble evaluert mot evne til å sikre porteføljen mot et predefinert pristak samt premie mot futuresmarkedet.

Indeksstrategien bygger opp sikringsposisjoner mekanisk gjennom den tilgjengelige handelsperioden, og fordeler på denne måten pris på sikring over tid. Metoden kan passe for foretak som ikke har behov for forutsigbar energipris på lengre sikt, men legger vekt på en enkel sikringsmodell og kortsiktig forutsigbarhet. Pristakstrategien har sterkt fokus på sikring av et predefinert pristak, men kan under gitte omstendigheter låse inn porteføljen på et høyere nivå hvis markedet faller. Deltastrategien tilbyr en noe svakere prissikring, men viser større evne til å følge markedsbevegelser på nedsiden. Man oppnår en noe svakere beskyttelse av pris mot lavere premie. Grad av risikoaversjon og behov for forutsigbarhet kan legge føringer for hvilken metode som passer for den enkelte.

  • 22: I likhet med tradisjonell Value-at-Risk er Cash-Flow-at-Risk et risikomål. Begge uttrykker risiko ved å fastsette en grense for verditap man ikke forventer å overskride, på et gitt konfidensnivå. Mens VaR beregnes for en portefølje av aktiva, fokuserer CFaR på risiko knyttet til foretakets kontantstrøm innenfor en gitt horisont. En svakhet med disse metodene er at de ikke forteller noe om hva som er forventet utfall i de tilfeller hvor grensen faktisk brytes.
  • 1. Bergen Energi (2015). Introduksjon til BE Risk. http://www.bergen-energi.com/?aid=26904468 (lesedato 13.10.2015).
  • 2. Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commision (COSO) (2004). Enterprise Risk Management – Integrated Framework.
  • 3. Black F. og A.F. Perold (1992). Theory of Constant Proportion Portfolio Insurance. Journal of Economic Dynamics and Control, 16(3): 403–426.
  • 4. Lucia, J. og E. Schwartz (2002). Electricity Prices and Power Derivatives: Evidence from the Nordic Power Exchange. Review of Derivatives Research, 5: 5–50.
  • 5. Sleire, A.D. (2014). Risk Management in Energy Markets. Masteroppgave i finansteori og forsikringsmatematikk. Matematisk institutt, Universitetet i Bergen.
  • 6. Standard Norge (2010). NS-ISO 31000:2009 – Risikostyring – Prinsipper og retningslinjer.
  • 7. Stein, J.C. mfl. (2001). A Comparables Approach To Measuring Cashflow-At-Risk For Non-Financial Firms. Journal of Applied Corporate Finance, 13(4): 100–109.
  • 8. Björk, T. (2004). Arbitrage Theory in Continuous Time. Oxford: Oxford University Press.

© Econas Informasjonsservice AS, Rosenkrantz' gate 22 Postboks 1869 Vika N-0124 OSLO
E-post: post@econa.no.  Telefon: 22 82 80 00.  Org. nr 937 747 187. ISSN 1500-0788.

RSS