Risk Premia in the German Electricity Forward Market: The Impact of Variable Renewable Energy Sources
Master thesis
Permanent lenke
https://hdl.handle.net/11250/3024641Utgivelsesdato
2022Metadata
Vis full innførselSamlinger
Beskrivelse
Full text not available
Sammendrag
Denne masteroppgaven analyserer empirisk effekten av variable fornybare energikilder (VRES) på risikopremien i det tyske elektrisitetsmarkedet. Vi undersøker kort- og langsiktige risikopremier gjennom (i) day-ahead-futures med daglig leveringsperiode og (ii) month-ahead-futures med månedlig levering, ved bruk av både ex-ante- og ex-post-metoden. Vi finner at risikopremien i daglige futureskontrakter i gjennomsnitt er null, mens risikopremien for en månedlige futureskontrakter er signifikant positiv med betydelige sesongvariasjoner. En kort komparativ studie mellom de to metodene for utregning av risikopremie konkluderer med at ex-ante-metoden foretrekkes i denne studien. Elektrisitetsforsyningen vil i all overskuelig fremtid være sterkt avhengig av VRES, noe som igjen øker usikkerheten i elektrisitetsmarkedet. Hovedbidraget i denne artikkelen er å fremlegge bevis som antyder at vindproduksjonsprognoser forklarer en betydelig del av risikopremiedannelsen, mens solproduksjonsprognoser ser ut til å ha lavere innflytelse. Vi analyserer og fanger opp påvirkningen av årlige sesongvariasjoner i VRES-produksjonen, samt sporadiske variasjoner fra dag til dag. Resultatene våre antyder at virkningen av VRES varierer gjennom året, og at høy presisjon i vind- og solprognoser kan hjelpe markedsaktører med å mitigere risiko. Vi analyserer effekten av VRES gjennom både univariat og multivariat regresjonsanalyse, samt kvantilregresjon og en "random forest"-læringsmetode. Vi utnytter også samarbeidende spillteori og Shapley-verdier i analysen av risikopremie, som gir oss en lokal og global forklaring på premien — en ny tilnærming innen fagfeltet. This article empirically analyzes how the price formation effects of Variable Renewable Energy Sources (VRES) impact the forward risk premium in the German wholesale electricity market. We investigate short-term and mid-term risk premia through (i) day-ahead futures with daily delivery and (ii) one-month ahead futures with monthly delivery via both the ex-ante and the ex-post approach. It is found that the day-ahead risk premium is on average zero, whereas the month-ahead risk premium is significantly positive with substantial seasonal variations. A brief comparative study between the two approaches concludes that the ex-ante approach is preferred for the given data and analysis. In the foreseeable future, electricity supply will strongly depend on VRES, presenting increased uncertainty in the electricity market. This article's main contribution is to provide evidence that suggests wind penetration forecasts explain a significant part of the risk premium formation, while solar seems to be less influential. We analyze and capture the influence of yearly, seasonal variations in VRES production, as well as sporadic variations and spikes from day to day. Our results imply that the impact of VRES varies throughout the year, and that high-precision wind and solar forecasts might help market participants mitigate risk. We analyze the impact of VRES through both univariate, multivariate, and quantile regression analysis, as well as a random forest learning method. We also exploit cooperative game-theory and Shapley values in the day-ahead analysis, providing a local and global explanation of the premium — a novel approach in the field.