I mercati europei degli strumenti derivati sullenergia elettrica. Il caso Scandinavo (Nord Pool)...

I mercati europei degli strumenti derivati sull’energia elettrica.Il caso Scandinavo (Nord Pool)

Dicembre 2001

Progetto FULLRISK

Agenda

• Introduzione• I principali mercati dei derivati sull’energia

elettrica in Europa• Risk management nel settore dell’energia elettrica

Introduzione

• L’organizzazione degli scambi• I principali mercati a pronti• I principali attori• I rischi• Gli altri mercati dei derivati

L’organizzazione degli scambi

• I vari mercati liberalizzati dell’e.e. sono organizzati secondo principi di:

• pool obbligatorio• pool residuale/facoltativo• contratti bilaterali


• Con il pool obbligatorio utilizzato in Inghilterra e Galles prima della riforma, in Spagna e in Australia si sceglie una soluzione di compromesso.

• Da un lato il mercato è liberalizzato; dall’altro, ci si discosta in modo poco deciso dalla situazione pre-riforma


Il pool residuale o volontario è una scelta più decisa di liberalizzazione e riguarda mercati più maturi quali il Nord Pool, la recente riforma del mercato inglese, la Germania e l’Olanda; negli USA tale approccio è utilizzato in California e al PMJ

Introduzione


I principali mercati a pronti

3

INGHILTERRA E GALLES: REGOLE DI FUNZIONAMENTO DEL MERCATO

• Il capacity payment è pagato a tu tti g li impianti disponib ili sul Poo l attraverso un meccanismo“LOLP/VOLL”

• Il capacity price, calcolato per ogni “trading period”, è pari a LOLP x (VOLL - SMP), ove– LOLP è la probabilità che la produzione non sia sufficiente a sodd isfare la domanda– VOLL è il valore attribuito dai consumatori a lla mancanza di capacità (£2,6/ kWh =7.500 li re/kWh

nel 1997/8)• Man mano che la diffe renza tra offerta e domanda diminuisce, la probabilità di “ shortage” aumenta,

aumentando di conseguenza l’ammontare pagato a remunerazione del la capacità e fornendoquindi uno stimolo a nuovi investimenti

• Gli impianti di riserva contrattualizzati, nel caso in cui non siano chiamati a produrre, ottengono unprezzo pari alla differenza tra il System Margina l Pr ice e la loro offerta

• Metodo del “System Marg inal Price”. Tutti gli impianti che rientrano ne ll'o rdine di merito , e che quindisono ch iamati a produrre, ottengono il medesimo prezzo

• Il prezzo marginale , per ogni “trading period” (pari a 30 minuti), viene fissato ex-ante (~24 ore prima) inbase a previsioni su domanda e riserva

Formazione delprezzo sul Pool

Remunerazionedella capacità

• Pool obbligatorio (operativo dal 1990/1). I Generator i devono vendere tutta la loro produzione su l Pool• Per garanti rsi dalla volatilità dei prezzi i partecipanti possono stipu lare dei contra tti finanziari per

differenza (CfD)Tipologia di Pool

Gestione vincolidi rete

• Il costo dei vincoli di rete è ripartito tramite un meccanismo di uplift– gli impianti esclusi ottengono un prezzo pari alla differenza tra SMP e la loro offerta– gli impianti rich iamati a funzionare ottengono il p rezzo richiesto


SPAGNA: REGOLE DI FUNZIONAMENTO DEL MERCATO

* Al lordo del le perdite, esclusi autoconsumi , pompaggio, produzioni in regime speciale e contratti b ila terali fisici

• Importo tota le d i capacity payment fissato mensilmente: 1,3 Ptas/kWh (~15 lire /kWh) perogni kWh r ichiesto*. Ammontare complessivo pari a ~2.200 M.di di lire /anno

• Percepito da tu tti g li impianti che hanno offerto disponib ilità alla Borsa (non è necessario chesiano rientrati nell’ordine d i merito)

• Modalità di pagamento (da gennaio 1999):– per categorie “liber i”, attribuzione predefinita alle ore di punta– per distributori ed export ripartizione in base a consumi

• Metodo del “System Marginal Price”. Tutti gli impianti che rientrano ne ll'ordine di merito , eche quindi sono chiamati a produrre, ottengono il medesimo prezzo

• Il prezzo unico di r iferimento è pari a quello offer to dall’u ltimo impianto accettato



• Pool in teoria non obbligatorio. Obbligatorio di fa tto visto il meccanismo di remunerazionedella capacità

Tipologia di Pool

• Il costo dei vincoli di rete è ripartito tramite un meccanismo di uplift– gli impianti esclusi non ricevono alcun pagamento– gli impianti rich iamati a funzionare ottengono il p rezzo richiesto



AUSTRALIA: REGOLE DI FUNZIONAMENTO DEL MERCATO

• Non c’è capacity payment

• Metodo del “Market Clearing Price”. L ’intersezione delle curve di domanda e offer tadefinisce il prezzo unico d i riferimento

• Generatori ed acquirenti formulano le loro offerte il giorno pr ima in una sola vo lta• Il prezzo marginale viene fissato ex-ante, di cinque minuti in cinque minuti• La media aritmetica dei prezzi di ogni mezz’ora determina i l prezzo ricevuto/pagato

dai partecipanti



• Pool obbligatorio (operativo dal maggio 1998). I Generatori devono vendere tu tta laloro produzione su l Pool

• Per garanti rsi dalla volatilità dei prezzi i partecipanti possono stipu lare dei contrattifinanziari per differenza (CfD)

Tipologia di Pool

• Nel caso in cu i vi siano vincoli di rete tra le diverse regioni, si formano clearing pricediversi di zona

• Nel caso in cu i, in un certa regione, non vi sia energ ia sufficiente a soddisfare ladomanda, per mancanza d i generazione e/o problemi di interconnessione, il prezzodell ’energia è fissato a 5.000 $/MWh (VOLL, ossia valore a ttribuito dai consumatorialla mancanza di capacità)



CALIFORNIA: REGOLE DI FUNZIONAMENTO DEL MERCATO

• No capacity payment

• Metodo del “Market Clearing Price”. L ’intersezione delle curve di domanda e offer tadefinisce il prezzo unico d i riferimento per ogni trading period (1 ora)



• Pool residuale. I Generatori possono stipulare contratti bila tera li fisici o in alternativa

vendere l’energia sul Pool• PG&E, SCE e SDG&E (“California ’s investor -owned util ities”) sono obbligate a

vendere la loro produzione sul Pool per i primi 4 anni (da marzo 1998 fino a marzo2002). Queste tre società, insieme producono ci rca l’80% dell’energia consumata

Tipologia di Pool

• Nel caso in cu i vi siano vincoli di rete, si formano clearing price diversi tra le variezone (zonal prices)Gestione vincoli

di rete


PJM: REGOLE DI FUNZIONAMENTO DEL MERCATO

• Pool de lla capacità distin to da quello de ll’energ ia• Ogni società d i vendita/distribuzione (Load Service Entity) deve d isporre di una capacità

sufficiente a coprire i propri picchi di domanda (comprensivi di un certo margine d iriserva). Questo obbligo può essere soddisfa tto in 3 modi– utilizzando la propria capacità di generazione– stipulando contratti bilaterali con società di generazione

– rivolgendosi al “capacity credit market”

• Metodo del “Market Clearing Price”.Formazione delprezzo sul Pool


• Pool residuale. I Generatori possono stipulare contratti bila tera li fisici o in alternativavendere l’energia sul PoolTipologia di Pool

• Il 1 apri le 1998 è stato introdotto i l Locational Marginal Price System.• LMP = costo energia marginale presso un certo nodo + costi di congestione• Il prezzo dell’energia viene determinato per ciascun nodo (1.600 nodi) per ogni ora . I

consumatori pagano l’energia in funzione de l nodo d i prelievo• In assenza di vincoli di rete ogni Generatore/consumatore r iceve/paga lo stesso Clearing Price



NORVEGIA/SVEZIA: REGOLE DI FUNZIONAMENTO DEL MERCATO

• Non c’è capacity payment

• Metodo del “Market Clearing Price”. L ’intersezione delle curve di domanda e offer tadefinisce il prezzo unico d i riferimento

• Il Clear ing Price, per ogni trading per iod (pari a 1 ora), viene definito ex ante (~24ore prima)



• A voluntary spot market. I par tecipanti formulano le loro offerte, per ogn i trading

period (pari a 1 ora), con un anticipo di 24 ore.• A regulating/ba lancing market. Su questo mercato, i partecipanti possono

aggiustare le posizioni prese nel mercato spot• A fu tures/forwards market. Partito ne l settembre 1995, dal novembre 1996 si avvale

di un sistema e lettronico, che collega direttamente i par tecipanti al mercato. Icontratti forward sono stati introdotti nel 1997

Struttura delmercato

• Nel caso in cu i vi siano vincoli di rete, vengono definiti dei sub-Pools (i confini dei qual inon sono fissi ma variano in funzione dei vincol i emersi) e quindi dei clearing price diversi– I Generatori/gli acquirenti ricevono/pagano il prezzo del sub-Pool d i appartenenza– I Generatori esclusi per vinco li di rete non ricevono alcun pagamento

• Questo “Zonal Pool approach ” potrebbe a breve essere abbandonato per passare ad unsistema che spalmi il costo dei vincoli di rete su tutto il territorio



ARGENTINA: REGOLE DI FUNZIONAMENTO DEL MERCATO

• Il Capacity Payment viene pagato– agli impianti schedulati per il dispacciamento– agli impianti realmente dispacciati nelle 18 non-valley hours

• L’Availability Payment (una forma di Capacity Payment addizionale) viene pagato qualora visia il rischio di un deficit di energia nelle non-valley hours

• Cost based Pool.• Cammesa stabilisce il costo marginale per tutti gli impianti termo in base al prezzo dei

combustibili e all'efficienza termica degli impianti• Il prezzo unico di riferimento è pari al costo marginale del primo impianto non dispacciato

meno il costo di trasmissione al “load center” (così come definito dal “node factor”)• L’Energy payment ricevuto da ogni Generatore è pari a prezzo unico di riferimento x quantità

dispacciata x node factor



• Pool residuale. I Generatori possono vendere l’energia sia tramite contratti bilateralifisici sia sul PoolTipologia di Pool

• Nel caso in cui vi siano dei vincoli di rete vengono definit i dei sub-Pools– SMP diversi– I generatori esclusi per vincoli di rete non ricevono alcun pagamento



• Non esiste alcun meccanismo di remunerazione dellacapacità

• LPX: market clear ing pr ice determinato in assenza di vincolidi rete

• EEX: asta continua

• Inizia lmente previsti solo contratti bilaterali fis ic i.• Leipzig Power exchange (LPX) ed European power exchange

(EEX-Francoforte) lanciati nel 2000

• TPA non regolati ma negoziati tra le parti. Definizione di un tettomassimo sulla base di un accordo intercompany. Incertezzaregolatoria ed e levato numero di ricorsi presentati ad antirtust

Tipologia di Pool

Formazione del prezzonegli exchanges

Remunerazionecapacità

Vincoli di rete

Eligibilità clienti

Presenza regolator ia

• Tutti i clienti sono idonei

• Non esiste ente indipendente

Germania: regole di funzionamento del mercato

Introduzione


I principali attori

• L’offerta di e.e. si articola in varie fasi a cui partecipano diverse figure istituzionali. In particolare, ci riferiamo alle genco, alle transco, alle disco.

• Poiché impegnate in diverse fasi del processo di offerta, le varie istituzioni soffrono anche diversi tipi di rischio

I principali attori

• Sul fronte della domanda si posizionano i consumatori, generalmente solo quelli all’ingrosso

• La loro esposizione al rischio è funzione della rilevanza del costo dell’e.e sul complessivo costo di produzione

Introduzione


I rischi

• Al pari di altre istituzioni, le imprese presenti nel settore dell’e.e. sono esposte a diverse fonti generali di rischio:

- mercato

-operativo/tecnico

-credito

-legale

I rischi

• Con la liberalizzazione del settore molti di questi rischi hanno assunto una portata molto più significativa rispetto al passato.

• Ad esempio, il rischio di credito è diventato particolarmente sentito e sono oggi ben più comuni le tecniche per ridurne l’esposizione (vedi ruolo Nord Pool nei contratti bilaterali)

I rischi

• Concentrando l’attenzione sui rischi di mercato a cui si dedica in specifico il financial risk management, ricordiamo:

- prezzo

- zonale (locational basis)

- volume

- margin e cross-commodity

I rischi

• Oltre ai rischi ricordati, gli operatori nel settore dell’e.e. sono esposti anche ai rischi finanziari più tipici, quali quelli collegati al tasso di interesse e al tasso di cambio.

• Entrambi i rischi ricordati spesso fungono da moltiplicatori dell’esposizione complessiva ( es. rischio prezzo da volatilità delle materie prime e effetto cambio combinati)

I rischi

• I rischi ricordati sono spesso fortemente interconnessi e devono essere gestiti in modo coordinato (es. volume-prezzo)

Introduzione


Gli altri mercati dei derivati

• Oltre ai mercati esaminati nella ricerca si possono ricordare tre esperienze al di fuori dell’Europa: il NYMEX americano, il Sydney Futures Exchange (SFE) australiano e il New Zealand futures and option exchange (NZFOE)

• In tutti i mercati, i futures sull’e.e. non sono largamente trattati, poiché prevalgono le transazioni OTC


• Date le dimensioni del continente americano, al Nymex sono negoziati contratti futures e di opzione sull’e.e. relativi a 6 zone geografiche, corrispondenti ad altrettanti mercati.

• Si tratta di contratti molto simili tra di loro, che non distinguono tra base e peak load e che prevedono la consegna del bene fisico


• Anche in Australia si negoziano contratti futures e di opzioni relative a due zone geografiche distinte: New South Wales e Victoria

• A differenza del NYMEX, al SFE per ciascuna area si negoziano due contratti separati: uno relativo al base load e l’altro per il peak load (dalle 7 am alle 10pm da lunedì a venerdì). Entrambi i contratti prevedono un cash settlement


• In Nuova Zelanda è negoziato un contratto unico per l’intero paese

• Al pari del NYMEX, non si fa distinzione tra base e peak load

• Analogamente al SFE, il regolamento è a contante


• In Europa, sono negoziati futures sull’e.e. all’EEX tedesco

• Si tratta di un mercato che per caratteristiche si avvicina in modo significativo a Nord Pool a cui si rimanda

Agenda

• Introduzione

• I principali mercati dei derivati sull’energia elettrica in Europa

• Risk management nel settore dell’energia elettrica

I principali mercati dei derivati sull’energia elettrica in Europa

• I mercati scandinavi : Nord Pool• I mercati britannici

I mercati scandinavi: Nord Pool

• Il mercato del fisico

• Il mercato finanziario

La formazione del mercato

I punti principali della riforma

1/1/1991: In Norvegia viene approvato l’Energy Act. La società elettrica nazionale viene suddivisa in : Statnett responsabile per il controllo delle reti di trasmissione; Statkraft responsabile per le attività produttive

1991: Anche la Svezia separa l’attività di trasmissione da quella di produzione e inizia ad aprire il mercato : Svenka Kraftnat Vattenfall

1996: La Svezia approva l’Energy act e entra a far parte del Nordic Power Market

I punti principali della riforma

1996: Nasce EL-EX il mercato finlandese per lo scambio dell’energia

1996: La Danimarca approva la nuova legge sull’energia. Al momento attuale solo i partecipanti di dimesioni maggiori

(consumo o produzione annua superiori a 1 GWh) partecipano al mercato (35% del totale del mercato elettrico danese). La piena competitività è prevista per il 2003.

1/1/1998: nasce Eltra la grid company responsabile per la parte ovest della Danimarca

1/1/1999: nasce Elkraft System grid company dell’area orientale

La struttura attuale del mercato

The Nordic Power ExchangeEltermin

Eloption

Financial ContractsHedging

1 day-3 years aheadContinuous trading

Futures

Forwards Options

ElspotPhysical ContractsMarket Equilibrium

1 day aheadAsta

Elbas

hours ahead

Cont.Trade

ElregRegulating

Balancing generation and consumption

SystemOperating

Service during real

time

The TSOs

Lo sviluppo del mercato: i volumi

1998 1999 2000 Up to 45week2001

Spot 56,7 75,9 97 93

Financial 89,1 215,9 358 793

Bilateral Clearing 373,4 683,6 1179 1460

I volumi

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1998 1999 2000 2001Spot (TWh)

Financial (TWh)

Clearing (TWh)

I Partecipanti

Spotmarket 208Financial Market 230Totale 2943 Tipologie di partecipanti:

Direct Participant: negoziano in conto proprio e sopportano il relativo rischio

Trading and clearing representativesClearing customer

The Nordic Power system: generation (2000)

Paese HydroPower

Thermalcondensing

/CHP

Nuclear Renewable Total

Svezia 78 9 55 142Norvegia 142 1 143Finlandia 14 31 22 67Danimarca 30 4 34Totale 234 71 77 4 386

The Nordic Power market

Power Generation 2000: 386 TWh

Aspetti chiave del mercato spot dell’energia L’elettricità non può essere immagazzinata Separazione tra attività gestite in monopolio (trasmissione)

e attività soggette alla libera concorrenza (produzione) Libero accesso: le tariffe di trasmissione non devono

essere un ostacolo alla partecipazione al mercato e alla scelta della controparte.

Il sistema di tariffe deve essere trasparante e indipendente dalla localizzazione della controparte

Un sistema per evitare le congestioni Un mercato “in tempo-reale” Costante mantenimento di riserve di capacità

I soggetti

• The grid company• Transmission system operators• The Power Exchange• The Regulator• Market Participants

Il funzionamento del mercato

Grid Area

TSOSystem operation and

real time market

Volumi

Partecipanti

Mercato

Offerte per il mkt spot, Negoziazione sul mkt fin.

Offerte per il mkt spot

Grid capacities

Generation scheduleInformazioni su bilateral agr.

Offerte per real-time mkt

La Grid company

Opera in regime di monopolio Gestisce e mantiene in funzionamento la rete Fissa le tariffe per l’accesso alla rete Connette i clienti alla reti Raccoglie o calcola la domanda oraria di energia

per tutti i clientiTrasmette la domanda ai TSOs ai produttori

dell’area

The TSOs

Gestiscono squilibri inattesi tra domanda e offerta Fissano le regole per assicurare l’offerta costante Forniscono incentivi per mantenere riserve di

potenza nel breve periodo Calcolano le tariffe di trasmissione per conto

della grid company Gestiscono il real-time market

The Power Exchange

Fornisce un prezzo di riferimento per il sistema Istituisce e gestisce il mercato fisico e il mercato

finanziario Agisce come controparte neutrale nei confronti

dei partecipanti al mercato Utilizza il meccanismo del prezzo di mercato per

ridurre la possibilità di congestioni sulla rete e sfruttare al meglio le risorse di capacità produttiva disponibili.

The Regulator

Fornisce linee guida per le tariffe di trasmissione Gestisce le dispute in merito alle tariffe di

trasmissione

Market participants

Generators: Retailers Consumatori finaliTrader

Il mercato fisico

Le funzioni di Elspot Fornisce un prezzo di riferimento neutrale e trasparente Fornisce un prezzo di riferimento per i contratti derivati

negoziati bilateralmente o al Nord Pool E’ controparte di tutte le negoziazioni Garantisce facile accesso al mercato a bassi costi Garantisce una soluzione alle congestioni Fornisce la possibilità di bilanciare i portafogli all’avvicinarsi

del tempo di consegna Fornisce rilevanti informazioni E’ un mercato non obbligatorio

Elspot market:Aggregare e bilanciare domanda e offerta

• Mercato del giorno prima

• Contratti, con duration di un’ora, per l’acquisto o la vendita di un certo ammontare di “energia” il giorno seguente.

• Per ogni ora del giorno seguente ciascun partecipante sottopone al mercato una curva che descrive i volumi che è disposto a comprare o vendere per ogni possibile livello di prezzo tra 0 e 5.000 NOK/MWh per ogni ora del giorno seguente.

Il sistema d’asta

Impianto 1 Impianto 2

Capacità 100 MW 50 MW

Costimarginali

150 NOK/MWh 200 NOK/MWh

Impresaindustriale

Consumatoriretail

Impegno 50 MW 50 MW

Prezzo 150 NOK/MWH

Il sistema d’asta

Prezzo 0 150 200 201 10.000Offerta 100 100 0 -50 -50

• Il mercato fisico offre ai partecipanti la possibilità di gestire il loro portafoglio in modo ottimale

• Ogni partecipante domanda/offre un certo volume a un certo prezzo per una data ora

Il sistema d’asta • Nord Pool aggrega le curve di offerta e di

domanda di tutti i partecipanti per ogni data ora. • Il punto di incrocio tra domanda e offerta

determina il prezzo di equilibrio e il volume scambiato

Il sistema d’asta

Prezzo 0 150 200 201 10.000Offerta 100 100 0 -50 -50

Prezzo 0 140 141 200 10.000Offerta 50 50 -50 -50 -50

Prezzo 0 140 141 150 151 200 10.000Offerta 150 150 50 50 -50 -50 -100

P.equilibrio = 150,5 NOK/MWh

Il sistema d’asta

Il sistema d’asta: Block bids

• Esiste anche la possibilità di immettere un’offerta aggregata per diverse ore consecutive

Il sistema d’asta

• Nel caso di offerta di vendita l’offerta si considera accettata se il prezzo offerto è inferiore al prezzo medio dell’Elspot durante le ore considerate

• Nel caso di offerta di acquisto l’offerta si considera accettata se il prezzo offerto è superiore al prezzo medio dell’Elspot durante le ore considerate

La gestione delle congestioni

• Se i flussi tra le diverse aree non eccedono la capacità allocata a Elspot dai gestori del sistema di trasmissione il prezzo è unico per tutta l’area.

• Se i flussi eccedono la capacità allocata si formano prezzi diversi per le differenti aree


3000

Country A Surpluss

P = 100

Country B Deficit

P=200

P = 160P = 180

2400


Trading system

buy 2400

2400Trading system

sell 2400

Country A Surpluss

P = 100

Country B Deficit

P=200

P = 150P = 150

2400


Trading system

buy 3000

3000Trading system

sell 3000

Country A Surplus

P = 100

Country B Deficit

P=200

P = 180P = 130

5000


Countertrade:TSOs intervengono con degli incentivi– Nell’area in surplus pagano i produttori per

ridurre la produzione o i consumatori per aumentare il consumo

– Nell’area in deficit pagano i produttori per aumentare la produzione e i consumatori per ridurre il consumo

Il Countertrade comporta dei costi per i TSOs che devono essere coperti con un aumento delle tariffe di trasmissione

L’organizzazione

• Una settimana prima– Nord Pool informa tutti i partecipanti al

mercato circa le aree di offerta e il prezzo limite.

L’organizzazione: un giorno prima

Ora Fase del mercato

11.00 Nord Pool riceve indicazioni sulla capacità chepuò essere negoziata sul mercato dai TSOs.

12.00 Nord Pool riceve le ultime offerte daipartecipanti.

12.30 Nord Pool organizza la gestione dei colli dibottiglia

13.30 Viene definito il prezzo.System price, Area Price

14.00 I partecipanti ricevono le informazioni diprezzo e volume.

14.30 Nord Pool chiude la fase di accettazione deireclami

L’organizzazione

• Il giorno della negoziazione– Mercato in tempo reale per la gestione dei

disequilibri

Financial settlement

Il mercato in tempo reale

• Consentire ai TSOs di bilanciare in ogni momento durante le fasi dello scambio effettivo la produzione con la capacità di trasmissione

• Fornire un prezzo per gli aggiustamenti in tempo reale

Il mercato in tempo reale

Elbas

• Nato nel 1999 come mercato del ribilanciamento• Sono negoziati contratti per la consegna di un

certo quantitativo di energia ad una data ora• Contratti possono essere negoziati fino a due ore

prima della consegna• Attualmente operativo solo in Svezia e FInlandia

I partecipanti

I volumi

• Nel 2000 il volume di energia negoziato sul mercato spot è stato pari a 97 TWh (30%)

System price

I mercati scandinavi: Nord Pool

• Il mercato del fisico

• Il mercato finanziario

Lo sviluppo del mercato 1993 Nasce il mercato forward

Sistema ad asta con consegna fisica a scadenza

1994: Dall’asta alla negoziazione continua

Dalla consegna fisica al regolamento

Dal mercato forward al mercato futures

1996: Introduzione della negoziazione elettronica

Creazione di Forward standardizzati

La Svezia si aggiunge la mercato

1999: Creazione del mercato delle opzioni

2000. Contratti per differenza

Il mercato finanziario: i partecipanti

• Direct Participant (66)• Trading and Clearing representative (41)• Clearing Customers (118)

Il mercato finanziario: i partecipanti

• Produttori, distributori e consumatori che utilizzano i derivati come strumenti di risk management

• Trader che operano sul mercato dei derivati per cercare di trarre vantaggio dalla estrema volatilità del mercato; contribuiscono alla liquidità del mercato

Il mercato finanziario: le attività

• Negoziazione dei prodotti del mercato– Futures– Forwards– Opzioni – Contratti per differenza

• Clearing di prodotti negoziati OTC

Il mercato finanziario: i volumi

• Nel corso del 2000 sono stati negoziati contratti derivati per un valore complessivo di 359TW

• Il volume dei contratti OTC e bilaterali compensati presso il NordPool è stato pari a 1.180 TWh (5 volte il volume dell’energia utilizzata al NordPOol)

• Il tasso di sviluppo del mercato è molto elevato

Il mercato finanziario: i volumi

Il mercato finanziario: i contratti

• Futures• Forwards• Opzioni• Contratti per differenza

I contratti: Futures

Futures: Il meccanismo di funzionamento

I contratti: Forwards

Winter 1 01 gennaio - 30 aprileSummer 1 01 maggio - 30 settembreWinter 2 1 ottobre- 31 dicembreYear 01 gennaio- 31 dicembre

Il meccanismo di funzionamento forwards

Futures and Forwards

Futures e Forwards consentono di fissare un prezzo di acquisto/vendita

Futures e Forwards coprono un volume fisso costante per tutta la durata del contratto

I contratti per differenza Futures e Forwards permettono di coprire perfettamente il

rischio di prezzo quando il prezzo delle diverse aree è uguale e coincide con il system price.

La copertura con Futures e Forwards non è invece perfetta quando nelle diverse aree si formano prezzi diversi. IN questo caso è necessario coprire anche il rischio di differenze nei prezzi delle diverse aree Coprire il rischio di prezzo per il volume desiderato utilizzando

forwards. Coprire il rischio di differenze nei prezzi, per lo stesso periodo e lo

stesso volume, attraverso CfDs Aggiustare portafoglio negoziando energia sul mercato spot

I contratti per differenza

La copertura del rischio “area”: CdFs

Perfect hedge: Forwards and CfDs

European Power Options Europee Sottostante: season and year forward contracts. Esercizio: il terzo giovedi del mese precedente l’inizio del

delivery period. Esercitate automaticamente se in the money. Esercitate se il prezzo di esercizio è di almeno 0,5 NOK più alto o più basso del prezzo del sottostante.

Prezzo di esercizio: al momento dell’emissione il Nordpool fissa tre diversi strike basati sulla chiusura del forwards sottostante.

Premio: liquidato il giorno dopo la negoziazione. Dimensione del contratto: N. MW x Numero di ore nel

Forward sottostante.

European Power Options

Asian Power Options

Cancellate

Sistemi di negoziazione

Direttamente Powerclick Per via telefonica attraverso il servizio Help desk

del Nord PoolLa negoziazione è continua

La determinazione del prezzo di chiusura

Prezzo di chiusura è determinato nel corso degli ultimi dieci minuti del mercato. Il momento esatto è scelto casualmente per evitare manipolazioni dei prezzi in prossimità della chiusura.

Per i contratti non negoziati il prezzo di chiusura è la media della migliore proposta in acquisto e della migliore proposta in vendita

Trading fees

Entrance fee NOK 50.000/Direct ParticipantPhysical MarketAnnual feeParticipant NOK 100.000/ParticipantAdditional for Representatives NOK 25.000/Clearing CustomerPer area di negoziazione NOK 25.000Volum fee NOK 0,25 per MWhFinancial marketAnnual feeParticipant NOK 100.000/ParticipantAdditional for Representatives NOK 25.000/Clearing CustomerIn house portfolio NOK 15.000/portfolio

Trading Fees

Trading fee

Futures giornalieri 0,07 NOK/MWh

Week e Block 0,07 NOK/MWh

Season 0,05 NOK/MWh

Year 0,04 NOK/MWh

CfDs 0,04 NOK/MWh

Options 0,04 NOK/MWh (max 10% ofthe option premium

Clearing

Clearing dei contratti negoziati sul mercato spot e sul mercato finanziario al NordPool

Clearing dei contratti derivati negoziati bilateralmente OTC

Clearing al Nord Pool consente di eliminare rischio di controparte

Security Requirements: Spot Market

NordPool si assume il rischio di controparte per questo richiede il versamento di margini necessari a garanzia delle operazioni

Le garanzie possono assumere la forma di un deposito presso una banca autorizzata oppure il partecipante può ottenere dalla banca la garanzia che in caso di inadempimento provvederà a pagare al NordPool la somma necessaria

L’ammontare minimo richiesto è pari a 100.000 NOK A garanzia dei contratti futuri il partecipante deve anche

versare un ammontare pari agli acquisti netti delle ultime 3 settimane

Clearing of Spot Trades

Settlement include fees e tasse.

Partecipazione al mercato

Clearing of Standardised Financial Contracts

Futures : mark to market quotidiano

settlement finale: media dei prezzi nel delivery period- ultimo prezzo di

chiusura del trading periodForwards: solo settlement finaleCfDs : solo settlement finaleOptions: settlement del premio ( il giorno dopo)

Settlement all’esercizio

Security Requirements: Financial Market

• Deposit account min 100.000 NOK• Variable account (4%-15% del valore del

contratto)

Clearing of Financial Contracts

Clearing Volume in TWh Price

Futures and Forwards

0-1 0,065 NOK/MWh

1-4 0,055 NOK/MWh

4-8 0,045 NOK/MWh

8-15 0,030 NOK/MWh

15-30 0,025 NOK/MWh

>30 0,020 NOK/MWh

Options 0,7% of the option premium(max NOK 0,06; Min 0,02

)

Clearing OTC Bilateral Contracts

• Vantaggi:– Nord Pool assume il rischio di controparte– Posizioni di acquisto e vendita all’interno dello stesso periodo e

con lo stesso prezzo possono essere compensate. Questo riduce le garanzie necessarie e aiuta a individuare eventuali posizioni non ottimale

– Migliore gestione del portafoglio

• Possono essere compesati tutti i contratti fino a 4 anni• Necessario stipulare un participant agreement o clearing

customer agreement

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La partecipazione al mercato

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