Yhdysvaltalaisten matkustajalentoyhtiöiden rahoituksellisen lentopolttoaineen hintasuojautumisen kustannusvaikutukset 2000-luvulla

Tämän kandidaatintutkielman tarkoituksena on tutkia, miten yhdysvaltalaisten lentoyhtiöiden harjoittama rahoituksellinen lentopolttoaineen hintasuojaus on vaikuttanut niiden keskimääräisiin polttoainekustannuksiin 2000-luvun aikana. Lisäksi tavoitteena on kirjallisuuskatsauksen muodossa tarkastella lentopolttoaineen hintariskiä ja siltä suojautumista. Aiheeseen liittyvä aiempi tutkimus on pääasiassa keskittynyt rahoitusasemaan liittyvien vaikutusten tarkasteluun. Tässä tutkielmassa puolestaan tutkitaan suojauksen vaikutusta tarkasteltavien lentoyhtiöiden liiketoiminnan kustannuksiin. Lentopolttoaineen hintasuojauksen kustannusvaikutuksia arvioidaan regressiomallilla, jossa selitettävänä muuttujana on lentoyhtiön keskimääräinen polttoainekustannus. Selittävinä muuttujina puolestaan toimivat seuraavan vuoden arvioiduista polttoainehankinnoista rahoituksellisin keinoin suojattujen hankintojen osuus sekä lentopolttoaineen keskimääräinen markkinahinta kunakin tarkasteluvuonna. Tutkimuksen aineisto koostuu kymmenestä yhdysvaltalaisesta lentoyhtiöstä ja niiden 2000-luvulla vuosikertomuksissaan raportoimista tiedoista liittyen polttoainekustannuksiin ja rahoitukselliseen polttoaineen hintasuojaukseen. Lisäksi lentopolttoaineen keskimääräiset vuotuiset markkinahinnat tarkastelujakson ajalta haetaan Yhdysvaltain energiainformaatiota välittävän viranomaisen verkkotietokannasta. Johtopäätöksenä todetaan yhdysvaltalaisten lentoyhtiöiden rahoituksellisen polttoaineen hintasuojauksen vähentäneen niiden keskimääräisiä polttoainekustannuksia 2000-luvun aikana. Lentopolttoaineen markkinahinnan todetaan vaikuttavan kustannuksiin reilusti lentoyhtiöiden suojaustoimenpiteitä voimakkaammin. Lisäksi aiempiin tutkimuksiin ja toisaalta tässä tutkielmassa estimoitavan mallin autokorreloituvaan luonteeseen nojaten todetaan, että tämän mallin selittävät muuttujat eivät ole ainoat keskimääräisiin polttoainekustannuksiin vaikuttavat tekijät. Yhteenvetona todetaankin tarkempaa lisätutkimusta tarvittavan, jotta tämän tutkielman tulokset voidaan luotettavammin yleistää.

PHOTOCATALYTIC OXIDATION OF AQUEOUS SOLUTIONS OF JET FUEL AND ICING INHIBITORS

The present paper is devoted to the results of experimental research undertaken into photocatalytical oxidation (PCO) of aqueous solutions of de-icing agents and aqueous extract of jet fuel. The report consists of introduction, literature review, description of materials and methods, discussion of results and conclusions. TiO2 was selected as a photocatalyst for the experiments with synthetic solutions of ethylene glycol, 2-ethoxyethanol and aqueous extract of jet fuel. To explain the PCO mechanisms affecting certain behaviour of de-icing agent under distinctive conditions, the following factors were studied: the impact of initial concentration of pollutant, the role of pH, the presence of tert-butanol as OH·-radicals scavenger and mineral admixtures. PCO under solar radiation performed in two ways: catalysed by irradiated TiO2 slurry or by TiO2 attached to buoyant hollow glass micro-spheres. Special attention was paid to the energy-saving PCO with reduced intensity mixing of the slurry. The effect of PCO was assessed by determination of residual chemical oxygen demand of solution (COD) and by measuring of concentration of glycols. The PCO process efficiency was assumed to be dependent on the TiO2 suspension fractional composition. Thus, the following effects of solutions’ media were viewed: presence of organic admixtures, pH influence, mixing mode during the PCO. The effects of mineral admixtures - Ca2+, Fe3+/2+, Mn2+, SO42- - that are often present in natural and wastewater systems or produced during the degradation of organic pollutants and which can affect the rate of PCO of de-icing agents, were also investigated.

Comovement of stock price risk in strategic alliance — Case: mobile internet

The focus of this study has been comovement of stock price risk level between two companies as they form strategic alliance. Thus the main reason has been to shed more light to possible increased risk level that the stockholder confronts when a company he owns forms a strategic alliance with another company. This study has centralized to interfirm cooperation between mobile and internet companies, which have furthered the development of mobile internet. The study has been divided into theoretical and empirical part. In theoretical part the main concepts riskiness of a stock (volatility), comovement and strategic alliance have been run through. In empirical part seven strategic alliances formed by mobile internet companies have been examined. Based on this, strategic alliance seems to increase comovement of stock price risk in some degree. This comovement seems to be stronger when core businesses or operating environments of cooperating companies differ more from each other.

Derivative hedging strategies for bitumen price risk

The objective of the study is to extend the existing hedging literature of the commodity price risks by investigating what kind of hedging strategies can be used in companies using bitumen as raw material in their production. Five different alternative swap hedging strategies in bitumen markets are empirically tested. Strategies tested are full hedge strategy, simple, conservative, and aggressive term structure strategies, and implied volatility strategy. The effectiveness of the alternative strategies is measured by excess returns compared to no hedge strategy. In addition, the downside risk of each strategy is measured with target absolute semi-deviation. Results indicate that any of the tested strategies does not outperform the no hedge strategy in terms of excess returns in all maturities. The best-performing aggressive term structure strategy succeeds to create positive excess returns only in short maturities. However, risk seems to increase hand-in-hand with the excess returns so that the best-performing strategies get the highest risk metrics as well. This implicates that the company willing to gain from favorable price movements must be ready to bear a greater risk. Thus, no superior hedging strategy over the others is found.

Commodity Price Driven Risk Management from Viewpoint of High Grade Steel Alloys

The study of price risk management concerning high grade steel alloys and their components was conducted. This study was focused in metal commodities, of which nickel, chrome and molybdenum were in a central role. Also possible hedging instruments and strategies for referred metals were studied. In the literature part main themes are price formation of Ni, Cr and Mo, the functioning of metal exchanges and main hedging instruments for metal commodities. This section also covers how micro and macro variables may affect metal prices from the viewpoint of short as well as longer time period. The experimental part consists of three sections. In the first part, multiple regression model with seven explanatory variables was constructed to describe price behavior of nickel. Results were compared after this with information created with comparable simple regression model. Additionally, long time mean price reversion of nickel was studied. In the second part, theoretical price of CF8M alloy was studied by using nickel, ferro-chrome and ferro-molybdenum as explanatory variables. In the last section, cross hedging possibilities for illiquid FeCr -metal was studied with five LME futures. Also this section covers new information concerning possible forthcoming molybdenum future contracts as well. The results of this study confirm, that linear regression models which are based on the assumption of market rationality, are not able to reliably describe price development of metals at issue. Models fulfilling assumptions for linear regression may though include useful information of statistical significant variables which have effect on metal prices. According to the experimental part, short futures were found to incorporate the most accurate information concerning the price movements in the future. However, not even 3M futures were able to predict turning point in the market before the faced slump. Cross hedging seemed to be very doubtful risk management strategy for illiquid metals, because correlations coefficients were found to be very sensitive for the chosen time span.

Foreign exchange exposure management in a fuel procurement company operating in the commodity markets

Fluctuating commodity prices, foreign exchange rates and interest rates are causing changes in cash flows, market value and the companies’ profit. Most of the commodities are quoted in US dollar. Companies with non-dollar accounting face a double risk in the form of the commodity price risk and foreign exchange risk. The objective of this Master’s thesis is to find out how companies under commodity should manage foreign exchange exposure. The theoretical literature is based on foreign exchange risk, commodity risk and foreign exchange exposure management. The empirical research is done by using constructive modelling of a case company in the oil industry. The exposure is model with foreign exchange net cash flow and net working capital. First, the factors affecting foreign exchange exposure in case company are analyzed, then a model of foreign exchange exposure is created. Finally, the models are compared and the most suitable method is defined. According to the literature, foreign exchange exposure is the foreign exchange net cash flow. However, the results of the study show that foreign exchange risk can be managed also with net working capital. When the purchases, sales and storage are under foreign exchange risk, the best way to manage foreign exchange exposure is with combined net cash flow and net working capital method. The foreign exchange risk policy of the company defines the appropriate way to manage foreign exchange risk.

Profit at Risk as a Risk Management Tool in Deregulated Energy Markets

Euroopan energiamarkkinat ovat olleet viimeisen kymmenen vuoden aikana suurten muutosten alla. Markkinoiden kehitys on ollut huomattavaa myös Iso-Britanniassa, jossa sähkö- ja kaasumarkkinat ovat olleet avoinna kilpailulle jo muutamia vuosia. Ennen markkinoiden avautumista energiyhtiöt pystyivät siirtämään kaikki riskit suoraan asiakkaan kannettaviksi. Markkinoiden avautumisen myötä lisääntynyt kilpailu on kuitenkin pakottanut energiayhtiöitä ajanmukaistamaan näkemyksiään riskeistä. Riskitekijät, joista ei aiemmin tarvinnut välittää, on nyt pystyttävä tunnistamaan ja hallitsemaan. Tämä työ keskittyy hinta- ja volyymiriskien hallintaan. Rahoitusmarkkinoilla pitkään käytettyjä riskienhallintatyökaluja on otettu käyttöön myös energiamarkkinoilla. Energiamarkkinoiden piirteet poikkeavat kuitenkin rahoitusmarkkinoista, eikä näitä työkaluja voida ottaa käyttöön muutoksitta. Silti, jopa muutosten jälkeen rahoitusmarkkinoiden riskienhallitavälineet aliarvioivat energiamarkkinoiden hinta- ja volyymiriskejä. Tässä yhteydessä työssä esitetään Profit at Risk, PaR. PaR on skenaariopohjainen riskienhallinnan työkalu, joka on kehitetty erityisesti energiamarkkinoille ja täten huomioi niiden erikoispiirteet. Työn rungon muodostavat energiamarkkinoiden käyttäytyminen, hinta- ja volyymiriskitekijät sekä pohdinta miten hinta- ja volyymiriskeiltä voidaan suojautua ja miten niitä voidaan hallita. PaR-metodologiaa verrataan perinteisiin riskienhallintamenetelmiin ja työn tavoitteena on tuoda esiin ne tekijät, joiden ansiosta PaR on sopivampi työkalu energiamarkkinoiden riskienhallintaan kuin perinteiset menetelmät. Käytännön esimerkkinä työssä toimii Fortum Energy plus’n PaR –malli. Koska PaR on kehitetty erityisesti energiamarkkinoille, se huomioi täysin markkinoiden aiheuttamat hinta- ja volyymiriskit. Käytännön esimerkki kuitenkin osoittaa, että PaR menetelmästä ei ole riskienhallinnallista hyötyä ellei työkalun käyttäjällä ole täydellistä tietämystä niin energiamarkkinoista kuin markkinoiden muutoksiin vaikuttavien tekijöiden käyttäytymisestä.

Sähkön tuotantokustannusvertailu

Työssä vertaillaan eri sähköntuotantovaihtoehtojen taloudellista kannattavuutta. Kannattavuusvertailu suoritetaan pelkkää sähköä tuottaville voimalaitoksille. Sähkön ja lämmön yhteistuotannon lisärakentaminen tulee kattamaan tietyn osuuden lähitulevaisuuden sähkön hankinnan vajeesta, mutta sen lisäksi tarvitaan myös uutta lauhdetuotantokapasiteettia. Tutkittavat voimalaitostyypit ovat: ydinvoimalaitos, maakaasukombilauhdevoimalaitos, kivihiililauhdevoimalaitos, turvelauhdevoimalaitos, puulauhdevoimalaitos ja tuulivoimala. Kannattavuustarkastelu suoritetaan annuiteettimenetelmällä käyttäen 5 % reaalikorkoa ja tammikuun 2008 hintatasoa. Laskelmien perusteella 8000 tunnin huipunkäyttöajalla ydinsähkön tuotantokustannus olisi 35,0 € /MWh, kaasusähkön 59,2 €/MWh ja hiilisähkön 64,4 €/MWh, kun hiilidioksidipäästöoikeuden hintana käytetään 23 €/t. Ilman päästökauppaa kaasusähkön hinta on 51,2 €/MWh ja hiilisähkön 45,7 €/MWh ydinsähkön hinnan pysyessä ennallaan. Herkkyystarkastelun tulosten perusteella ydinvoiman kilpailukyky korostuu muihin tarkasteltuihin tuotantomuotoihin verrattuna. Ydinpolttoaineen suurellakaan hinnan muutoksella ei ole merkittävää vaikutusta ydinsähkön tuotantokustannukseen, kun taas maakaasusähkö on erittäin riippuvainen polttoaineen hinnasta. Myös päästöoikeuden hinnan kasvu lisää merkittävästi ydinvoiman kilpailukykyä kaasu- ja hiilisähköön verrattuna. Ydinvoimainvestoinnin kannattavuutta ja takaisinmaksua tarkastellaan myös yksinään siten, että investoinnilla saavutettavien tuottojen laskennassa käytetään useita eri sähkön markkinahintoja. Investoinnin kannattavuus on erittäin hyvä, kun sähkön markkinahinta on 50 €/MWh tai suurempi.

Comparison of electricity generation costs

The economical competitiveness of various power plant alternatives is compared. The comparison comprises merely electricity producing power plants. Combined heat and power (CHP) producing power will cover part of the future power deficit in Finland, but also condensing power plants for base load production will be needed. The following types of power plants are studied: nuclear power plant, combined cycle gas turbine plant, coal-fired condensing power plant, peat-fired condensing power plant, wood-fired condensing power plant and wind power plant. The calculations are carried out by using the annuity method with a real interest rate of 5 % per annum and with a fixed price level as of January 2008. With the annual peak load utilization time of 8000 hours (corresponding to a load factor of 91,3 %) the production costs would be for nuclear electricity 35,0 €/MWh, for gas based electricity 59,2 €/MWh and for coal based electricity 64,4 €/MWh, when using a price of 23 €/tonCO2 for the carbon dioxide emission trading. Without emission trading the production cost of gas electricity is 51,2 €/MWh and that of coal electricity 45,7 €/MWh and nuclear remains the same (35,0 €/MWh) In order to study the impact of changes in the input data, a sensitivity analysis has been carried out. It reveals that the advantage of the nuclear power is quite clear. E.g. the nuclear electricity is rather insensitive to the changes of nuclear fuel price, whereas for natural gas alternative the rising trend of gas price causes the greatest risk. Furthermore, increase of emission trading price improves the competitiveness of the nuclear alternative. The competitiveness and payback of the nuclear power investment is studied also as such by using various electricity market prices for determining the revenues generated by the investment. The profitability of the investment is excellent, if the market price of electricity is 50 €/MWh or more.

Lentopetrolin hinnanmuutoksilta suojautuminen johdannaisilla Case Jetflite Oy

Tutkielman tavoitteena on selvittää, miten lentoyhtiöt, kuten case-yritys Jetflite Oy, voivat hyödyntää johdannaisinstrumentteja suojautuessaan polttoainekustannusten nousulta. Tutkielmassa kootaan tietoa eri lentoyhtiöiden riskienhallintastrategioista ja niiden implementoinnissa käytetyistä johdannaissopimustyypeistä. Tutkielmassa pyritään tuottamaan tietoa case-yrityksen johdolle riskienhallintastrategian luomista varten kartoittamalla toteutuneita polttoainekustannuksia Jetfliten ostolaskuista. Lentoyhtiöt voivat määritellä suojausstrategian, jonka mukaisesti määrättynä ajanjaksona haluttu osuus tulevista polttoainehankinnoista suojataan johdannaissopimuksin muun muassa futuureita, optioita ja swappeja käyttäen. Johdannaisia käytetään sekä lähitulevaisuuden polttoainehankintojen suojauksissa että pitkän aikavälin riskienhallintastrategioita toteutettaessa. Koska polttoainekustannukset ovat lentoyhtiöiden toiminnan kannattavuuden kannalta keskeinen kuluerä, on em. kustannusten nousulta suojautuminen lentoyhtiöille myös strateginen menestystekijä.

Kestävän kehityksen näkökulmien huomioiminen kunnan energiaratkaisussa

Diplomityön tavoitteena on tuottaa informaatiota kunnalliseen päätöksentekoon, jonka avulla kestävän kehityksen näkökulmia voidaan huomioida kunnan energiaratkaisusta päätettäessä. Yhtenä työn lähtökohtana on ollut myös uusi EU-direktiivi, jonka mukaan ympäristönäkökohtia voidaan huomioida julkisten hankintojen tarjouspyyntömenettelyssä valintaperusteena. Tarkastelun kohteena oli kokoluokaltaan 0,5–3 MW:n aluelämpölaitokset sekä polttoaineiden tuotantoketjut. Työssä vertailtavat polttoaineet olivat metsähake, raskas polttoöljy, kevyt polttoöljy ja turve. Diplomityössä on perehdytty kestävän kehityksen käsitteeseen ja muodostettu sen mukaan ekologiselle, sosiaaliselle ja taloudelliselle näkökulmalle kunnallisen energiaratkaisun indikaattoreita. Empiirisessä osassa käsitellään kestävän kehityksen näkökulmien muodostumista Enon energiaosuuskunnan toimintaan perustuen. Käytettävät kestävän kehityksen näkökulmien mukaiset indikaattorit ovat polttoaineen tuotannosta ja käytöstä aiheutuvat kasvihuonekaasupäästöt, polttoaineen tuotannon työllisyysvaikutukset sekä energian hinnan muodostuminen osuuskunnan asiakkaille. Tässä diplomityössä tarkastelluilla kestävän kehityksen indikaattoreilla mitattuna, metsähakkeen käytöllä energiantuotannossa on positiivinen vaikutus niin kunnan kasvihuonekaasutaseessa, työllisyystilanteessa sekä myös enemmän kuluttajaystävällinen asema, lämmön hinnan vakauden ansiosta, kuin muilla työssä käsiteltävillä polttoaineilla. Polttoaineen tuotantoketjun osalta metsähakkeelle saatiin tuotannon ja käytön aiheuttamaksi kasvihuonekaasupäästöksi 2,9–4,2 g CO2-ekv/MJ. Tulos perustuu Enon energiaosuuskunnan polttoaineen hankinnassa käytössä oleviin keskimääräisiin etäisyyksiin metsäkuljetuksessa (250 m) ja kaukokuljetuksessa (15 km). Tuotannon ja käytön aiheuttamat kasvihuonekaasupäästöt olivat raskaalla polttoöljyllä 88,2 g CO2-ekv/MJ, kevyellä polttoöljyllä 85,0 g CO2-ekv/MJ ja turpeella 104,0–108,1 g CO2-ekv/MJ. Metsähakkeen osalta polttoaineen tuotannon osuus koko tarkastellun energiaketjun kasvihuonekaasupäästöistä oli noin 43–57 %. Enon energiaosuuskunnan tapauksessa vuoden 2005 odotetulla toiminta-asteella metsähakkeella tuotetun lämmön tuotantoketjun kasvihuonekaasupäästöt ovat noin 160 t CO2-ekv. Kevyellä polttoöljyllä tuotetun lämmön tuotantoketjun kasvihuonekaasupäästöt olisivat noin 3700 t CO2-ekv sekä turpeen (50 %) ja metsähakkeen (50 %) seoskäyttöön perustuvalla ketjulla noin 2300–2400 t CO2-ekv. Samaisella toiminta-asteella työllisyysvaikutukset ovat käytettäessä metsähaketta 2,2–8,6 htv, raakaöljyä 0,12 htv ja turvetta 1,4–1,6 htv. Metsähakkeen käyttö aluelämpölaitosten pääpolttoaineena takaa myös vakaan hintakehityksen osuuskunnan asiakkaille.

Tuotantopainotteisen energiayhtiön riskienhallinta avautuneilla sähkömarkkinoilla

Sääntelyn poistuminen ja kilpailun vapautuminen ovat aiheuttaneet huomattavan toimintaympäristön muuttumisen pohjoismaisilla sähkömarkkinoilla. Pohjoismaiset sähkömarkkinalakiuudistukset poistivat muodolliset kilpailun esteet mahdollistaen näin sekä kansallisten että yhteispohjoismaisten aktiivisten sähkömarkkinoiden muodostumisen. Toimintaympäristön muuttuminen säännellystä sähkönhuoltojärjestelmästä vapaan kilpailun sähkömarkkinoiksi altisti markkinaosapuolet riskeille, joita toimialalla ei aiemmin ollut esiintynyt. Aiemmin toiminnassa esiintyneet riskit kyettiin siirtämään suoraan asiakkaille, mikä kilpaillussa toimintaympäristössä ei enää ollut samalla tavalla mahdollista. Näin uudessa toimintaympäristössä menestymisen edellytykseksi tuli aktiivinen sähkömarkkinoiden seuraaminen ja organisoitu sähkökaupan riskienhallinta. Tässä tutkimuksessa tarkastellaan riskienhallinnan toteuttamista vastapainetuotantoa omaavassa sähköyhtiössä. Liiketoimintaa uhkaavaa markkinariskiä on käsitelty tutkimuksessa taloudellisena riskinä, joka aiheutuu mistä tahansa arvon muutoksesta sähkömarkkinoilla. Sähkömarkkinoilla suurimpana riskitekijänä voidaan pitää epävarmuutta tulevasta sähkön hintatasosta, joka toteutuu aina joko lyhytaikaisena kassavirtariskinä tai pitkäaikaisena kustannusriskinä. Tuotantoa omaavan sähköyhtiön sähkökaupankäyntiin liittyy sekä toimintaa sitovia velvoitteita että myös joustavan toiminnan mahdollisuuksia. Toimitusvelvollista sähkön hankintaa ja myyntiä omaavan yhtiön sähkökaupankäyntiä rajoittaa toimitusten kiinteähintaisuus sähkön markkinahinnan vaihdellessa huomattavasti. Toisaalta kiinteähintainen sähköntoimitus toimii hintasuojauksena sähkön markkinahintaa vastaan. Tällöin keskeinen epävarmuus sähkökaupankäynnissä liittyy lyhyen ja pitkän aikavälin hintasuojauksen tasapainottamiseen ja siten hinnan vaihtelulle alttiina olevan avoimen position sulkemistason ja ajankohdan valintaan. Riskienhallinnassa ei tule pyrkiä riskien eliminoimiseen, vaan niiden sopeuttamiseen liiketoiminnan tuotto-odotuksen ja riskinsietokyvyn mukaisiksi. Keskeinen riskienhallinnan vaatimus on riskeille altistumisen mallintaminen. Tutkimuksessa määritettiin tuotantopainotteisen energiayhtiön sähkökaupankäynnille riskienhallinnan toimintaohjeistus ja ehdotettiin toimintamallia sen toteuttamiseksi. Riskipolitiikan keskeisin sisältö on määrittää riskinsietokyky liiketoiminnalle sekä toimintavaltuudet ja -puitteet operatiiviselle riskienhallinnalle. Toimintavaltuuksien ja -limiittien tehtävänä on estää riskinsietokyvyn ylittyminen. Toiminnan seuraamisen selkeyden ja läpinäkyvyyden varmistamiseksi toimintamallissa tulee olla määritettynä vastuiden eriyttäminen sekä yksityiskohtainen valvonnan ja raportoinnin toteuttaminen. Kasvanut riskienhallinnan tarve on lisännyt myös palvelun tarjontaa sähkömarkkinoilla. Sähkömarkkinoille on tullut uusia riskienhallintaan erikoistuneita toimijoita, jotka tarjoavat osaamiseensa liittyviä palveluita sekä mallintamis- ja hallintatyökaluja. Tällöin keskeinen sähkökaupan riskienhallinnan toimintamallin toteuttamiseen liittyvä valinta tulee tehdä ulkoistamisen ja omatoimisuuden välillä yrityksen omiin voimavaroihin ja strategisiin tavoitteisiin perustuen. Pieni resurssisessa ja liikevaihtoisessa sähkökaupankäynnissä ei tule pyrkiä kaikkien riskienhallinnan osaamisalueiden omatoimiseen hallintaan. Tutkimuksen perusteella tuotantopainotteisen sähköyhtiön kaupankäyntivolyymin ollessa pieni ja liiketoimintastrategian keskittyessä suojaustoimintaan pääosa sen riskienhallinnan osa-alueista kyetään hoitamaan kustannustehokkaasti ja luotettavasti omatoimisesti. Riskienhallinnan kehittäminen on jatkuva prosessi ja siten riskienhallinnan toimintamalli tulee mukauttaa niin liiketoimintastrategian kuin myös liiketoimintaympäristön muutoksiin.

Vakioidut optiot sähkökaupassa

Pohjoismaiset sähkömarkkinat ovat muuttuneet viime vuosina huomattavasti. Sähkömarkkinalakiuudistuksessa poistettiin muodollisesti kilpailun esteet, mutta uusien toimintamuotojen omaksuminen on Suomessa vasta alussa. Sähkömarkkinaosapuolet altistuvat riskriskeille, joita toimialalla ei ole aikaisemmin esiintynyt. Suurimpana riskitekijänä voidaan pitää epävarmuutta tulevasta sähkön hintatasosta, joka voi vaikuttaa merkittävästi yrityksen liiketoiminnan tulokseen. Tässä diplomityössä tarkastellaan, miten hinnanvaihtelua vastaan pystytään suojautumaan sähköjohdannaisten avulla. Kaupankäynti johdannaissopimuksilla edellyttää markkinoiden aktiivista seuraamista ja organisoitua sähkökaupan riskienhallintaa. Riskienhallinnan tehtävänä ei ole riskien eliminoiminen, vaan niiden sopeuttaminen yrityksen tuotto-odotuksien ja riskiensietokyvyn mukaisiksi. Ennen sähkömarkkinoiden avautumista suojauduttiin sähkön hintariskeiltä pitkillä toimitussopimuksilla. Uudessa markkinatilanteessa suojaus voidaan toteuttaa joustavasti ja kohtuullisin kustannuksin käyttämällä johdannaissopimuksia, joilla voidaan poistaa tulevaisuuteen kohdistuvaa epävarmuutta sähkönhinnasta. Pohjoismaisessa sähköpörssissä, Nord Pool ASA:ssa, noteerattavat johdannaiset ovat vakioituja. Lokakuun lopussa 1999 kaupankäynnin kohteeksi otetaan termiinien lisäksi myös vakioidut sähköoptiot. Option ostajalle avautuu mahdollisuus hintasuojaukseen instrumenteilla, joita käyttäen suojaustaso voidaan määrittää etukäteen. Vakioitujen sähköoptioiden mukaan ottaminen sähköpörssin tuotevalikoimaan monipuolistaa huomattavasti ostajien ja myyjien suojautumismahdollisuuksia. Suojaustasoa on tarpeen vaatiessa mahdollista muuttaa vastamaan uutta markkinatilannetta. Työn loppuosassa on tutkittu mahdollisia kaupankäyntistrategioita ja hinnoittelumalleja sähköoptioille. Koska tutkimus on tehty ennen pörssissä tapahtuvan optiokaupan alkamista, useisiin tässä työssä avoimiksi jääneisiin kysymyksiin tullaan saaman vastauksia käytännön kokemuksista.

Sähkönmyyntisopimusten markkinalähtöinen hinnoittelu

Vuonna 1995 alkanut sähkömarkkinoiden vapautuminen on muuttanut sähköyhtiöiden myyntisopimusten hinnoittelua merkittävästi. Ennen markkinauudistusta voitiin sähkön myyntisopimukset hinnoitella perustuen oman sähkön tuotannon kustannuksiin ja haluttuun katteeseen. Nykyään sähköpörssissä noteerattava sähkön hinta muodostaa perustan kaikkien myyntisopimusten hinnoittelulle. Sähkön markkinahinnan lisäksi on myyntisopimusten hinnoittelussa otettava huomioon sähkömarkkinoiden ominaispiirteistä aiheutuvat riskit sähkön myyjälle. Tässä työssä mallinnetaan Lappeenrannan Energia Oy:n markkinalähtöiset hinnoittelumenetelmät kahdelle sähkönmyyntisopimustyypille. Lisäksi tutkitaan markkinalähtöisen hinnoittelun tärkeimpien riskikomponenttien, aluehintaeron sekä profiililisän, merkitystä markkinalähtöisten myyntisopimusten hinnoittelussa. Aluehintaeron hyväksikäyttöä myyntisopimusten hinnoittelussa on tutkittu selvittämällä Suomen hinta-alueen CfD-johdannaisten riskipreemiot. Profiililisän merkitystä myyntisopimusten hinnoittelussa on tutkittu havainnoimalla profiililisän muutoksia hinta- ja kulutusaikasarjoissa sekä suojaushinta ja tehotasossa tapahtuneiden muutosten suhteen. Ennustetun ja toteutuneen profiililisän eroja on tutkittu laskemalla ne seitsemälle Lappeenrannan Energia Oy:n merkittävälle asiakkaalle. Lisäksi on tarkasteltu profiililisän laskentaan tarvittavan hinta-aikasarjan mallintamiseen käytettyjen termiinituotteiden hintojen merkitystä lasketun profiililisän suuruuteen. Työn lopuksi esitetään kaksi vaihtoehtoista sähkösopimusten hinnoittelumenetelmää ja vertaillaan esitettyjä hinnoittelumenetelmiä keskenään. Työssä havaitaan, että aluehintaerolta suojautumiseen käytettävien CfD-johdannaisten avulla olisi ollut mahdollista lisätä markkinalähtöisten myyntisopimusten tuottoa viimeisen kolmen vuoden aikana. Suoritettujen herkkyysanalyysien perusteella voidaan todeta, että toteutuneen ja ennustetun profiililisän erot johtuvat laskentaan käytettävien hinta- sekä kulutusaikasarjojen epätarkkuudesta. Lappeenrannan Energia Oy:n käyttämät profiililisät osoittautuivat ex-post -tarkastelussa liian suuriksi yhtä asiakasta lukuun ottamatta. Lisäksi tarjousaikana laskettujen profiililisien voidaan katsoa muuttuvan täysin samassa suhteessa hinta-aikasarjan mallintamiseen käytettyjen termiinituotteiden volatiliteettien kanssa. Esiteltyjen vaihtoehtoisten myyntisopimusten hinnoittelumenetelmien voidaan katsoa antavan varsin samanlaisia tuloksia kuin Lappeenrannan Energia Oy:n nykyinen hinnoittelumenetelmä. Saatuihin tuloksiin vaikuttavat kuitenkin painokertoimien estimointiin käytetyn vuoden volatiliteetti sekä profiililisän laskentamenetelmä