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Author

  • Jan Marckhoff (2)
  • Jens Wimschulte (1)
  • Matthias Muck (1)

Year of publication

  • 2009 (1)
  • 2010 (1)

Document Type

  • Artikel in einer Zeitschrift / Postprint (1)
  • Artikel in einem Sammelwerk / Postprint (1)

Language

  • German (1)
  • English (1)

Keywords

  • Contract for Difference (1)
  • Electricity (1)
  • Implied area forward (1)
  • Risk premium (1)

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Show/Hide Abstract Bewertung von Stromderivaten (2010)
Jan Marckhoff Matthias Muck
In dieser Arbeit stellen wir die grundlegenden Eigenschaften von Strommärkten dar, um dann auf deren Bedeutung bei der Bewertung von Stromderivaten einzugehen. Hierbei sind insbesondere die Reduced-Form-Modelle von zentraler Bedeutung. Ausgehend von dem grundlegenden Ansatz von Lucia/Schwartz (2002) zur Bewertung von Stromkontrakten diskutieren wir Modellerweiterungen, die sich in den letzten Jahren in der Literatur herausgebildet haben. Eine zentrale Aufgabe kommt der adäquaten Berücksichtigung von Preissprüngen zu, wobei die spezifischen Charakteristika einzelner Strommärkte einzubeziehen sind. Es hat sich gezeigt, dass Regime-Switching-Modelle, als Teil der Reduced- Form-Modelle, eine gute Möglichkeit bieten, Strompreise sowohl in Bezug auf ihre statistischen Eigenschaften als auch ihre Trajektorie angemessen zu modellieren.
Show/Hide Abstract Locational Price Spreads and the Pricing of Contracts for Difference: Evidence from the Nordic Market (2009)
Jan Marckhoff Jens Wimschulte
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.

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