Risikomanagement im grenzüberschreitenden Stromhandel in Europa - Analyse und Bewertung von Derivaten

The thesis thoroughly discusses the valuation of derivatives in the European cross-border electricity market. It covers two distinct electricity markets in Europe and discusses the two most important types of derivatives within the European cross-border electricity market. Moreover, this thesis introduces the relevant risk factors associated with cross-border markets and estimates these risk-factors based on the major derivative instruments. Finally, it delivers a profound analysis of the valuation of these contracts. In the first part of the thesis, we analyze the ex-post risk premia of CfDs traded at Nord Pool. It is shown that CfDs contain significant risk premia that substantially vary in both sign and magnitude across market areas. We then investigate the development of these risk premia over time-to-maturity and identify their main economic drivers. Results show a strong coherency between ex-post risk premia and time-to-maturity. Although not significant for CfDs, this relation is highly significant for implied area and system forwards, the two constituents of CfDs. In addition, we identify a strong relationship between risk premia and the variance and skewness of the underlying spot prices and also find a significant impact of hydropower on spot prices and risk premia in the Nordic market. In the second part, this thesis discusses the valuation of hourly PTRs for the German-Dutch interconnector. We propose a spike-diffusion model and estimate its physical and risk-neutral parameters using the method of Markov Chain Monte Carlo (MCMC). Using those parameters, we compare the empirical and risk-neutral densities for the underlying price spreads. Our results show first of all that the spike-diffusion model adequately describes the underlying PTR prices especially during calm hours. Second, the estimated parameters show that during calm hours PTRs are traded at a discount, whereas market participants are willing to pay a premium for PTRs during turbulent hours. The premium implicit in those PTRs can be explained by either increased hedging demand or speculation of market participants. Furthermore, we find evidence for seasonality in the residuals of hourly and monthly PTR option prices. For monthly PTRs and hourly PTRs during turbulent hours, this seasonality is strongly related to jumps in the underlying spread. This result, in contrast to prior work, is the first based on not only spot but also option prices and offers further insights in the valuation of derivatives in cross-border as well as national electricity markets.Die Dissertation untersucht die Bewertung der relevanten Derivate für den grenzüberschreitenden Stromhandel im europäischen Strommarkt. Die Arbeit analysiert insbesondere die Treiber der in den Derivatepreisen enthaltenen Risikoprämien, sowie deren Auswirkungen und Implikationen auf die Bewertung der Kontrakte. Die im Rahmen der Dissertation betrachteten Derivate umfassen Contracts for Difference (CfD) und Physical Transmission Rights (PTR). Im ersten Teil der Arbeit untersuchen wir die an der skandinavischen Strombörse Nord Pool gehandelten CfDs. Die Arbeit zeigt, dass all diese Kontrakte signifikante Risikoprämien enthalten. Diese Prämien sind jedoch nicht homogen, sondern variieren signifikant in Höhe und Vorzeichen über verschiedene Kontrakte, Jahre und Marktregionen. Eine Analyse der Risikoprämien zeigt, dass diese systematisch mit der verbleibenden Restlaufzeit der zu Grunde liegende Kontrakte variieren. Die Ergebnisse zeigen langfristig negative Risikoprämien, wohingegen diese im kurzfristigen Bereich tendenziell positiv sind. Neben der Entwicklung der Risikoprämien im Zeitverlauf zeigt die Arbeit darüber hinaus, dass die Höhe der Risikoprämien von CfDs systematisch mit der Varianz und Schiefe der zu Grunde liegenden Strompreise variiert. Insbesondere zeigen sich ein positiver Zusammenhang zwischen Risikoprämien und der Schiefe, sowie ein negativer Zusammenhang zwischen der Risikoprämie und der Varianz der Strompreise. Im zweiten Teil analysiert die Dissertation die Bewertung von PTRs für die Grenzkuppelstelle zwischen Deutschland und den Niederlanden. Basierend auf den stündlichen Kontrakten stellt die Arbeit ein Spike-Diffusionsmodell für die PTR Preise auf. In diesem Modell, im Gegensatz zu einem Sprung-Diffusionsmodell, wird der Strompreis nur für eine Beobachtung durch den Sprung beeinflusst und fällt anschließend direkt zurück zum Mittelwert. Für dieses Modell werden sowohl die empirischen als auch die risikoneutralen Parameter mit Hilfe des Markov-Chain Monte-Carlo (MCMC) Verfahrens geschätzt. Die Ergebnisse zeigen, dass das gewählte Spike-Diffusionsmodell die zu Grunde liegenden PTR Preise adäquat beschreiben kann, insbesondere in ruhigeren Marktphasen, welches durch die Varianz des Fehlerterms gezeigt wird. Neben der Beschreibung der empirischen Stormpreise durch das Modell, erlaubt die Analyse der empirischen und risikoneutralen Modellparameter auch Aussagen über die relative Bewertung der PTRs. Die Ergebnisse zeigen, dass Marktteilnehmer in turbulenten Stunden bereit sind einen Aufschlag für die PTRs zu bezahlen, wohingegen in ruhigeren Stunden die PTRs mit einem Abschlag gehandelt werden. Dieses Verhalten ist durch das erhöhte Hedgingverhalten der Anleger zu volatilen Zeiten zu erklären und wird durch das geringe verfügbare Kapazitätsvolumen in turbulenten Stunden ebenfalls verstärkt. Schlussendlich analysiert die Arbeit die Residuen der PTR Schätzung, d.h. die Differenz zwischen Markt- und Modellpreisen für alle PTRs. Die Ergebnisse zeigen, dass die Residuen für stündliche und monatliche PTRs einer Saisonalität unterliegen. Eine weitere Untersuchung der Saisonalität der Residuen zeigt, dass diese bei Monatskontrakten sowie Kontrakten für turbulente Stunden signifikant positiv mit der Anzahl der beobachteten Sprünge korreliert ist. Im Gegensatz zu bisherigen Arbeiten ist dies die erste, deren Analyse nicht ausschließlich auf Spotpreisen beruht, sondern zusätzlich Optionspreise in die Analyse mit einbezieht

Zu den Auswirkungen externer Hautkühlung auf die Ausdauerleistungsfähigkeit von Mitgliedern der Deutschen Nationalmannschaften des Maritimen und Militärischen Fünfkampfes unter moderaten Umgebungstemperaturen

Ziel: Untersuchung der Effekte von Hautkühlung auf die Ausdauerleistungsfähigkeit von Hochleistungssportlern unter Normaltemperaturbedingungen. Methode: Achtzehn männliche Mitglieder der Deutschen Nationalmannschaften des Maritimen Fünfkampfes (Mar5K) und des Militärischen Fünfkampfes absolvierten zwei Laufleistungstests unter Labor- sowie unter Feldbedingungen. Im Labor wurde ein Laktatsenkentest (Rampentest + Stufentest) durchgeführt, im Feld ein intermittierender Lauftest (Mar5K: 3 x 400m; Mil5K 3 x 4.000m). Die Tests wurden im randomisierten cross-over Design mit Hautkühlung und ohne durchgeführt. Die Kühlung erfolgte durch eine Kühlweste der Fa. Arctic Heat. Ergebnisse: Die Probanden erbrachten mit und ohne Hautkühlung in etwa die gleiche Leistung. In der Kühlbedingung zeigten sich jedoch erhöhte Laktatwerte und eine verringerte Sauerstoffaufnahme. Das Belastungsempfinden war hier jedoch geringer. Fazit: Unter Normaltemperaturbedingungen kann eine Hautkühlung nicht empfohlen werden

Causal modeling and inference for electricity markets

How does dynamic price information flow among Northern European electricity spot prices and prices of major electricity generation fuel sources? We use time series models combined with new advances in causal inference to answer these questions. Applying our methods to weekly Nordic and German electricity prices, and oil, gas and coal prices, with German wind power and Nordic water reservoir levels as exogenous variables, we estimate a causal model for the price dynamics, both for contemporaneous and lagged relationships. In contemporaneous time, Nordic and German electricity prices are interlinked through gas prices. In the long run, electricity prices and British gas prices adjust themselves to establish the equlibrium price level, since oil, coal, continental gas and EUR/USD are found to be weakly exogenous

Locational Price Spreads and the Pricing of Contracts for Difference: Evidence from the Nordic Market

In electricity markets, not only does the risk of substantial price variations over time exist, but so does the risk of price variations over space, as prices between locations can differ due to transmission congestion. To manage this risk, Contracts for Difference (CfDs), i.e., forwards on the spread between a particular area price and the (unconstrained) system price, were introduced at the Scandinavian electricity exchange Nord Pool at the end of 2000. We empirically investigate the pricing of these CfDs over the period 2001 through 2006 and find that CfD prices contain significant risk premia. Their sign and magnitude, however, differ substantially between areas and delivery periods, because areas are subject to transmission congestion to a varying extent. While the relation between risk premia and time-to-maturity is not uniform for CfDs, there is a negative relation for implied area and system forwards, which can be explained by the relative hedging demand of market participants. In addition, we find that risk premia of CfDs and implied area forwards vary systematically with the variance and skewness of the underlying spot prices. This confirms both implications of the Bessembinder and Lemmon (2002) model

Jump Risk Premia in Short-Term Spread Options: Evidence from the German Electricity Market

This paper analyzes the valuation of day-ahead Physical Transmission Rights (PTRs) on the German-Dutch interconnector. From a \u85nancial perspective, PTRs are options written on the di¤erence between the German and Dutch hourly elec-tricity prices. We propose a model for the valuation of day-ahead PTR options incorporating the unique characteristics of the underlying spread. We empirically test our model for all PTRs between 2001 and 2008, where we model each hour of the day separately. Overall, especially for calm hours, our approach constitutes an adequate model for the valuation of day-ahead PTR options. Empirical results show a negative or zero market price of jump risk for the turbulent hours 8 to 22. These results correspond to risk-loving or risk-neutral investors and indicate that market participants pay a premium for PTRs during peak hours. This premium is based either on increased hedging demand or on speculation

Locational Price Spreads and the Pricing of Contracts for Difference: Evidence from the Nordic Market

In electricity markets, not only does the risk of substantial price variations over time exist, but so does the risk of price variations over space, as prices between locations can differ due to transmission congestion. To manage this risk, Contracts for Difference (CfDs), i.e., forwards on the spread between a particular area price and the (unconstrained) system price, were introduced at the Scandinavian electricity exchange Nord Pool at the end of 2000. We empirically investigate the pricing of these CfDs over the period 2001 through 2006 and find that CfD prices contain significant risk premia. Their sign and magnitude, however, differ substantially between areas and delivery periods, because areas are subject to transmission congestion to a varying extent. While the relation between risk premia and time-to-maturity is not uniform for CfDs, there is a negative relation for implied area and system forwards, which can be explained by the relative hedging demand of market participants. In addition, we find that risk premia of CfDs and implied area forwards vary systematically with the variance and skewness of the underlying spot prices. This confirms both implications of the Bessembinder and Lemmon [Bessembinder, H., Lemmon, M.L., 2002. Equilibrium pricing and optimal hedging in electricity forward markets. Journal of Finance, 57, 1347–1382] model

Locational price spreads and the pricing of contracts for difference: Evidence from the Nordic market

In electricity markets, not only does the risk of substantial price variations over time exist, but so does the risk of price variations over space, as prices between locations can differ due to transmission congestion. To manage this risk, Contracts for Difference (CfDs), i.e., forwards on the spread between a particular area price and the (unconstrained) system price, were introduced at the Scandinavian electricity exchange Nord Pool at the end of 2000. We empirically investigate the pricing of these CfDs over the period 2001 through 2006 and find that CfD prices contain significant risk premia. Their sign and magnitude, however, differ substantially between areas and delivery periods, because areas are subject to transmission congestion to a varying extent. While the relation between risk premia and time-to-maturity is not uniform for CfDs, there is a negative relation for implied area and system forwards, which can be explained by the relative hedging demand of market participants. In addition, we find that risk premia of CfDs and implied area forwards vary systematically with the variance and skewness of the underlying spot prices. This confirms both implications of the Bessembinder and Lemmon [Bessembinder, H., Lemmon, M.L., 2002. Equilibrium pricing and optimal hedging in electricity forward markets. Journal of Finance, 57, 1347-1382] model.Electricity Contract for Difference Implied area forward Risk premium