Analyse av prissikringsmuligheter via Electricity Price Area Differentials (EPAD) i norske budområder

Abstract

Norge er underlagt EU-forordningen om langsiktig kapasitetsinndeling (FCA) som skal sikre effektive markeder for finansiell krafthandel. Aktører skal ha tilstrekkelige muligheter for å sikre seg mot risiko knyttet til usikkerhet i kraftprisen i deres prisområde. Forordningen slår fast at reguleringsmyndigheten skal utrede om prissikringsmulighetene mellom budområder er tilstrekkelige dersom det ikke eksisterer langsiktige transmisjonsrettigheter (LTR) i markedet (Commission Regulation (EU) 2016/1719, 2016). For Norge gjelder dette en utredning av om det finansielle produktet Elecitricity Price Area Differentials (EPAD) fungerer som en tilstrekkelig prissikringsmulighet for produsenter, leverandører og konsumenter i kraftmarkedet. Norge er inndelt i fem prisområder, Sørøst Norge (NO1), Sørvest-Norge (NO2), Midt-Norge (NO3), Nord-Norge (NO4) og Vest-Norge (NO5).

Hensikten med denne oppgaven er å gjennomføre en analyse av de finansielle produktene som kan handles på Nasdaq i norske budområder, med utgangspunkt i følgende problemstilling: Er prissikringsmulighetene via Electricity Price Area Differentials (EPADs) i norske budområder tilstrekkelige? Datagrunnlaget i oppgaven kommer fra den finansielle handelsplattformen Nasdaq i tidsrommet 02.01.2013-28.02.2023. Data for spotpris og fysisk forbruk er hentet fra SysPower. Relevante data er bearbeidet og fremstilt ved bruk av CRISP-DM metodikken.

Tilstrekkelige prissikringsmuligheter kan vurderes ut fra to forhold. Først og fremst må det være tilstrekkelig korrelasjon i pris mellom produktene som kan handles i et prisområde og spotpris i området. I tillegg må produktet være effektivt, i form av tilstrekkelig likviditet, akseptabel transaksjonskostnad og akseptabel risikopremie (Bjørndalen mfl., 2016). Aktører som handler i kraftmarkedet må forholde seg til tre typer risiko. Risiko knyttet til volatilitet i spotpris, risiko knyttet til begrensninger i overføringskapasitet som gir ulike priser i prisområder, og volumrisiko for hvor mye som blir etterspurt av fysiske leveranser. For kraftprodusenter, kraftleverandører og store kraftforbrukere er prissikring viktig for å redusere usikkerhet i fremtidige kontantstrømmer. Aktørene kan håndtere risiko via flere verktøy. Det kan være kombinert kjøp av standardiserte EPAD- og systempriskontrakter, kjøp av EPAD-kontrakter i et annet budområde enn aktøren befinner seg i (proxy-prissikring), bilateral handel eller kraftkjøpsavtaler.

Oppgavens metode er basert på krav gitt i FCA og metodeverk utarbeidet av samarbeidsorganisasjonen til de nordiske reguleringsmyndighetene, NordREG. Resultatene i oppgaven viser at åpen interesse og handlede volumer i norske budområder ikke har en tydelig trend mellom 2013 og 2023. For systempriskontrakter har totalt volum blitt redusert siden 2017. Resultatene for forholdet mellom handlede volumer og fysisk forbruk for de norske budområdene er utenfor grenseverdier definert i andre markeder, og er svakere enn i svenske budområder. Oppgaven kan ikke slå fast statistisk om fallende volumer i NO1 kommer som følge av innføring av EPAD-kontrakter i NO2 og NO5. Målet på transaksjonskostnaden for en prissikring, kjøp-salg spredning er økende for både systempriskontrakter, NO1, NO3 og NO4. Det samme gjelder gjennomsnittet og standardavviket for risikopremien som har mangedoblet seg siden 2014. Utført t-test for risikopremien kan imidlertid ikke påvise at risikopremien statistisk avviker fra null med 5 % signifikansnivå. Korrelasjonsanalysen viser at korrelasjon i spotpris er svekket de siste årene på grunn av en unormal utvikling i spotpriser fra 2021. NO1, NO2 og NO5 korrelerer godt med systemprisen, slik at denne kontrakten er en fungerende prissikring i disse områdene. For NO3 og NO4 er korrelasjonen mot systempris lav og aktører i disse områdene vil være avhengig av EPAD-kontrakter for en fullstendig prissikring.

Spotprisene i kraftmarkedet har siden høsten 2021 vært på et unormalt høyt og volatilt nivå for systemprisen og for alle norske budområder. Dette medfører høyere prisrisiko for aktører som opererer i kraftmarkedet og sannsynligvis et høyere prissikringsbehov. Likevel antyder resultatene i denne oppgaven at prissikringsmulighetene via den finansielle markedsplassen Nasdaq er noe svekket. Arbeidet med denne oppgaven har gitt meg erfaringer med at det er flere utfordringer knyttet til metoden for å vurdere prissikringsmuligheter. Tidshorisonten for både korrelasjonsanalysen og vurdering av kontraktenes effektivitet har betydning for resultatet. Men det er vanskelig å definere hvilket tidsrom som er mest relevant for å se markedet over lenger tid, samtidig som det tar hensyn til aktørenes behov her og nå.

The Forward Capacity Allocation (FCA) is applicable in Norway and requires an assessment on whether risk hedging opportunities are sufficient. Market participants shall have the opportunity to hedge against cross-zonal risk in their bidding zone. In the Nordic power market participants can purchase Electricity Price Area Differentials (EPAD) and system price contracts as a hedge for the price risk difference between system- and area price. The Norwegian market is split into five price areas, South-east Norway (NO1), south-west Norway (NO2), mid-Norway (NO3), northern Norway (NO4) and western Norway (NO5). This thesis has looked into whether there are sufficient hedging opportunities in Norwegian bidding areas. The method used is based on demands given in the FCA and supplementary measures proposed by The Nordic Energy Regulators. The dataset used is from Nasdaq and contains data on trades and open interest from 2013-2023. In addition, data from SysPower on spot prices and physical consumption has been used.

The financial marked can be analyzed through two measures. First, sufficient correlation must be in place between spot price in a given bidding zone and the underlying price for the hedge. Second, the hedge must be efficient in terms of liquidity, acceptable transaction cost and acceptable risk premium. Power market participants have the need to hedge to secure future income or costs. They face three types of risk in the power market: future spot price risk, risk of congested transmission lines and volume risk.

The results found in this thesis did not identify trends in open interest or traded volumes in Norwegian bidding areas. For system price contracts there is a negative trend in volumes, indicating decreasing liquidity. Traded volumes in relation to physical consumption in Norwegian bidding zones, a measure of how much a consumed MWh is traded, is below threshold values defined in other markets and weaker than in Swedish bidding zones. This thesis cannot confirm whether introduction of EPAD contracts in NO2 and NO5 has weakened liquidity in NO1. Bid-ask spread for EPAD, and system price contracts have increased the last two years, indicating a more expensive hedge for the participants. The size of risk premiums has also increased but cannot be statistically shown to be significant other than zero. NO1, NO2 and NO5 have a strong correlation with the system price in the whole observation period. In NO3 and NO5 the correlation has fallen significantly after 2021.

Since 2021 the spot prices in the Nordic power market have been unusual resulting in possibly higher need for risk hedging. The results in this thesis suggest that risk hedging opportunities have been weakened. The method for analyzing the power market lack guidelines for considering the results. Experience with this thesis show the importance of considering results over the right timeline.