Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Rola rynku instrumentów finansowych w zarządzaniu ryzykiem cenowym energii elektrycznej

Kaleta M.

Rynek Energii

|

2017

|

Nr 4

3--12

PL

Instrumenty pochodne są jednym ze standardowych narzędzi wykorzystywanych do zabezpieczania przed wahaniami kursów instrumentów bazowych. Również większość dużych giełd energii elektrycznej prowadzi notowania instrumentów pochodnych, najczęściej kontraktów futures, odnotowując systematyczny wzrost obrotów. Towarowa Giełda Energii S.A. (TGE) uruchomiła rynek instrumentów finansowych RIF w roku 2015, jednak pomijając nieliczne transakcje zawarte zaraz po uruchomieniu rynku, dotychczasowy obrót jest zerowy. W artykule wyjaśniono mechanizmy obrotu kontraktami futures oraz typowe strategie zabezpieczające z punktu widzenia spółki obrotu. Następnie, dla kilku wariantów liczbowych, przedstawiono analizę strategii proponowanych przez opracowany model wspomagający podejmowanie decyzji, dotyczących zakupu kontraktów futures. Model został wykorzystany do wyznaczenia krańcowego kursu zakupu kontrak-tu rocznego futures na 2016 rok przy różnych poziomach awersji do ryzyka, po przekroczeniu którego, przykładowa spółka obrotu powinna zrezygnować z zakupu kontraktu. Okazuje się, że kursy te mogą być konkurencyjne w odniesieniu do notowań indeksu TGe24 w latach 2015-2016. Oznacza to, że przy przyjętych założeniach, istnieją racjonalne przesłanki ekonomiczne do obrotu kontraktami futures, a zatem brak zainteresowania stron obrotem musi mieć inne podłoże.

EN

Derivatives play an important role as a standard tool used to hedge against price volatility of underlying instruments. Most of large power exchanges are quoting derivatives, most often futures contracts, gaining a steady increase in turnover. Towarowa Giełda Energii S.A. (TGE) launched financial instruments market (RIF), in 2015, but after the few transactions concluded after the market was launched, there is currently no trading. In this paper we explain the mechanisms of futures contracts trading and hedging from the retailer point of view. Next, we present an analysis of strategies proposed by our decision support model for several data set variants. The model was also used to provide marginal prices for futures in 2016 year and for different levels of risk aversion. After exceeding the marginal price, the retailer is advised by the provided model not to hedge. It turns out, that these marginal prices can be competitive, comparing to average price of index TGe24 in years 2015 and 2016. It means, that under undertaken assumptions, there are rational economic premises of futures trading, and therefore, lack of interest in trading on RIF must have a different nature.

2

Price reversal as potential expiration day effect of stock and index futures: evidence from Warsaw Stock Exchange

Suliga M.

Managerial Economics

|

2017

|

Vol. 18, no. 2

201--225

EN

This paper studies an impact of futures expiration days on the Polish equity market. From three potential expiration effects appearing in the literature (namely, the increased trading volume of underlying assets, increased volatility of their returns, and price reversal after expiration), the latest one is researched in detail for expiration days of futures on the WIG20 index, the mWIG40 index, and individual stocks. The data covers the period from January 2001 to December 2016. The phenomenon of price reversal is studied with the use of regression models, price reversal measures, and event study methodology. The results obtained for expiration days are compared with the results from non-expiration days to check whether a potential price reversal can be interpreted as an effect of expiration. No price reversals after futures expirations were found in the returns of the WIG20 nor mWIG40 indexes. In the case of individual stocks, results from all of the three methods support the assumption that price reversal occurs after expiration. The reversal is immediate and is reflected in overnight returns more than in daily returns.

3

Kontrakty terminowe futures w przemyśle hutniczym

Jadwiszczok A., Zieliński K.

Hutnik, Wiadomości Hutnicze

|

2010

|

Vol. 77, nr 3

110-114

PL

Kontrakty terminowe są narzędziami w zarządzaniu ryzykiem, które pomagają firmom zabezpieczyć się przed nieprzychylną zmianą cen, dzięki zdefiniowanej umowie nabycia lub sprzedaży interesującego firmę produktu, przy ściśle określonej na przyszłość cenie, ustalanej w dniu zawarcia kontraktu. Dostępne od 2008 r. kontrakty terminowe dla stali spotkały się z bardzo dużym zainteresowaniem, nie tylko ze strony firm branżowo związanych z tym przemysłem. Dzieje się tak, ponieważ przemysł stalowy, firmy konstrukcyjne, usługowe i produkcyjne zainteresowane są możliwościami zabezpieczania się przed wzrostem cen zaopatrzenia lub spadkiem cen zbytu swoich wyrobów.

EN

Futures contracts are tools in risk management, which help companies to insure against unfavourable price change thanks to purchase or sale of the term contracts equivalent to defined quantity of the product interesting for the company, needed in strictly defined future for the price fixed today. However the steel futures contracts available since 2008 meet with very large interest, not only of companies of the industry sector, but as it had happened in the past with similar contracts, it appeared in short time that specialist branch companies in the general turnover of the futures contracts are the minority. It happens like this because the steel industry, construction and production companies are interested in possibilities of insuring against the supplies price increase or drop of their product prices.

4

Wskaźniki cen ropy naftowej i ich rola na światowym rynku

Dylejko J.

Rynek Energii

|

2005

|

nr 2

13-22

PL

W artykule omówiono funkcjonowanie handlu ropą naftową na światowym rynku w oparciu o bieżący system wskaźników cenowych: Brent, WTI i Dubai. Kurczące się rezerwy tych odmian surowca oraz nasilające się obawy nadmiernych fluktuacji ich cen, stały się źródłem licznych debat nad usprawnieniem metod wyceny surowca. Istnieją jedynie dwa praktyczne rozwiązania - podwyższenie poziomu płynności na rynku fizycznym (materialnym) oraz implementacja nowych instrumentów pochodnych, takich jak chociażby indeks cen ropy naftowej celem skoncentrowania płynności i uniknięcia błędnej wyceny. Indeksy cen - przykładowo FTSE 100 czy S&P 500 na giełdzie papierów wartościowych - znalazły z powodzeniem zastosowanie na innych rynkach finansowych i towarowych, przyczyniając się do obniżki kosztów handlowych oraz poziomu ryzyka, poprzez skoncentrowanie działalności rynkowej w formie wystandaryzowanych kontraktów. Aby rozwiązanie to mogło być wykorzystane w przypadku światowego rynku ropy naftowej, niezbędne jest podjęcie wysiłków ze strony zarówno przedstawicieli sektora naftowego, jak i instytucji zewnętrznych, jakim jest rynek transakcji futures. Zastąpienie pojęcia "Brent" słowem "Indeks" w obecnej strukturze rynku ropy naftowej z basenu Morza Północnego jest działaniem uzasadnionym. Wycenianie wolumenów surowca za pomocą indeksów cen bieżących (spot) bazujących na średniej ważonej cen różnych odmian ropy naftowej z tego regionu stworzyłoby nowe możliwości przeprowadzania transakcji arbitrażowych, unikając tym samym zniekształcenia cen. Co więcej, połączenie fizycznego (materialnego) rynku ropy naftowej ze zdecydowanie bardziej płynnymi rynkami transakcji forward i futures, mogłoby być zapewnione dzięki możliwości zawierania Kontraktów na Różnicę na rynku swapowym za pomocą Indeksu CFD. Stworzenie nowych struktur rynku oraz wprowadzenie nowych kontraktów indeksowych możliwe jest dzięki istnieniu formalnie regulowanych rynków futures oraz platformy do elektronicznego zawierania transakcji za pośrednictwem internetu (np. eNYMEX). Zaś poziom płynności może być podwyższany w drodze radykalnych redukcji kosztów transakcji i zdecydowanej determinacji uczestników rynku w tworzeniu systemu cen referencyjnych opartych na zasobniejszych w surowiec ośrodkach produkcyjnych ropy naftowej, który to system byłby kosztowo-efektywną alternatywą wobec obecnie funkcjonującego systemu wskaźników cenowych. Niemniej jednak, kluczowym wyzwaniem stojącym obecnie przed uczestnikami światowego rynku surowca jest nakłonienie producentów ropy naftowej, władz fiskalnych i ciał regulacyjnych do zaakceptowania nowej metodologii kalkulacji cen.

EN

This article presents world oil trading activity based on current system of oil price markers: Brent, WTI and Dubai. Dwindling output of these marker crudes and mounting concerns about the volatility of their prices, are fuelling a debate about how to improve the pricing of oil. There are only two practical alternatives - either the liquidity of the physical oil market is improved, or new derivative trading instruments, such as an oil price index, are introduced to help concentrate liquidity and avoid mispricing. Price indices - for example, the FTSE 100 or S&P 500 stock market indices - are used successfully by other financial and commodity markets, where they have both improved liquidity and reduced trading costs and risks by concentrating market activity in a standardized contract. The same could be done for oil, but it would require a concerted effort by both the oil industry itself and external bodies such as the futures markets. Simply substituting the word "Index" for "Brent" in the current North Sea market framework makes surprisingly good sense. Pricing cargoes off a more flexible spot price index based on a weighted-average mixture of crudes from this region creates new arbitrage opportunities that would help avoid the price distortions. Moreover, the essential link between the less liquid physical oil market and the more liquid forward and futures markets could be provided by an Index CFD (Contract for Difference) swap market, fulfilling the same role as Brent CFDs. Creating new market structures is easier than it used to be and a new Index contract could be introduced relatively quickly, either by the established futures exchanges or an industry-based internet trading platform (e.g. eNYMEX). Liquidity could be generated by slashing trading costs and obtaining the backing of the biggest market markers to create a cost-effective alternative to the current system. The real challenge, though, will be to persuade the oil producers, the tax authorities and the regulatory bodies to accept new methods of pricing.