Trading time seasonality in the Nordic electricity market : Evidence from System and EPAD futures

In the Nordics, the electricity market consists of two markets: a physical day-ahead (better known as spot) market and a financial market. The spot market acts as an underlying market for electricity futures. In the spot market, hourly prices for the next day are determined in a daily auction among producers, retailers and industrial consumers. Nordic spot prices can be very volatile depending on factors such as power demand, hydrological balance, available transmission capacity, renewable energy production, and nuclear output. In the financial market for electricity there are two types of futures products. System futures which are settled against system spot-price, and EPAD futures which are area-specific products that are settled against the difference between area-specific spot price and system spot price. Electricity consumption in the Nordics is seasonal as demand is higher during winter months compared to summertime as in wintertime electricity is used for heating purposes. The seasonality in power consumption is typically reflected in the so-called future’s curve since summer months and quarters tend to be priced at lower level compared to the corresponding winter months. In other words, winter months are riskier and are priced higher for this reason. However, electricity futures can also display another type of seasonality that is not dependent on the underlying spot-price, delivery period, or time to maturity. This seasonality is called time seasonality, and it results from the electricity market being incomplete. Unlike traditional financial assets, electricity is a non-storable asset and thus electricity future prices don’t converge with the underlying asset price as trading ceases before the delivery period. Therefore, it’s almost certain that the average spot of the delivery period differs from the last quotation of the future’s price. This thesis studies time seasonality of two types of annual futures product: traditional system future (SYS) and synthetic future product for the Finnish price area (SYS+EPAD). Results of nonparametric tests show that yearly SYS and SYS+EPAD futures tend to be lowest around springtime (March – April), and prices reach the highest levels in autumn (August-September) and just before the end of the year (November – December). As expected, time seasonality is more pronounced for SYS+EPAD futures compared to SYS futures. For SYS+EPAD futures, the time seasonality effect is stronger for front year 1 futures compared to front year 2 futures. CAPM regressions show that “Buy in April, Sell in November” and “Buy in March, Sell in December” trading strategies can generate statistically significant and positive alpha for both SYS front year 1 and SYS+EPAD Front 1 Futures. However, alpha levels can be only described as modest or moderate. For SYS Font Year 2 and SYS+EPAD front year 2 the results are mostly statistically insignificant, therefore the results cannot be recommended for practical application.

Pohjoismaissa sähkömarkkinat koostuvat kahdesta eri markkinasta: fyysisestä spot-markkinasta sekä finanssimarkkinasta. Spot-markkinalla seuraavan vuorokauden tuntihinnat määräytyvät kysynnän ja tarjonnan mukaan sähkön tuottajien ja ostajien välisessä huutokaupassa. Spot-hinnat voivat olla hyvin vaihtelevia riippuen mm. sähkön kysynnästä, uusiutuvan energian tuotannosta, ja pohjoismaisista vesivarannoista. Sähkön finanssimarkkinalla on puolestaan tarjolla kahdenlaisia futuurituotteita: systeemi- ja aluehintaerotuotteita. Systeemifutuurit koskevat koko yhteispohjoismaista sähkömarkkinaa, kun taas aluehintaerotuotteet ovat hinta-aluekohtaisia. Systeemifutuurien arvo määrittyy toteutuneen spot-hinnan keskiarvon perusteella, kun taas aluehintaerotuotteiden arvo perustuu aluekohtaisen spot-hinnan ja systeemi spot-hinnan väliseen erotukseen. Sähkökulutus Pohjoismaissa on kausiluontaista johtuen korkeammasta kysynnästä talviaikana, kun sähköä käytetään lämmitykseen. Kulutuksen kausiluonteisuus on nähtävillä niin sanotussa futuurikäyrässä, jossa kesäkuukaudet ja -kvartaalit hinnoitellaan matalammalle tasolle kuin talviajanjaksot. Tämän kausittaisuuden lisäksi sähköfutuureissa voidaan nähdä myös ns. ajallista kausittaisuutta, joka ei ole riippuvainen futuurin hinnan perustana olevasta spot-hinnasta, futuuria koskevasta ajanjaksosta, tai ajasta futuurin erääntymiseen. Sähkömarkkinoiden yksi erityispiireistä on se, että sähköä ei varastoida samalla tapaa kuin muita kulutushyödykkeitä. Sähköfutuurien kaupankäynti päättyy ennen toimitusjakson alkua, jonka vuoksi on lähes varmaa, että toimitusjakson spot-hinnan keskiarvo poikkeaa futuurin viimeisestä noteerauksesta. Näiden seikkojen vuoksi sähköfutuurien hinnoittelu ei ole yksiselitteistä, ja sähkömarkkinoita voidaan kuvailla epätäydellisiksi. Tässä tutkielmassa tutkitaan vuosittaisten systeemifutuurien (SYS) ja Suomen hinta-alueen futuurituotteiden (SYS+EPAD) ajallista kausittaisuutta. Tilastolliset testit osoittavat, että SYS sekä SYS+EPAD futuurituotteiden hinnat ovat tyypillisesti alhaisimmillaan keväällä maalis- ja huhtikuussa. Vastaavasti korkeimmat hinnat nähdään syksyllä ja juuri ennen vuoden loppua. Ajallisen kausittaisuuden vaikutus on korostuneempi SYS+EPAD futuureille verrattuna SYS futuureihin. Myöskin SYS+EPAD futuureissa ajallisen kausiluonteisuuden vaikutus on voimakkaampi seuraavan vuoden futuurituotteille verrattuna sitä seuraavan vuoden futuureille. CAP-hinnoittelumallin mukaan sijoitusstrategiat, jossa futuurituotteita ostetaan huhtikuussa ja myydään marraskuussa tai ostetaan maaliskuussa ja myydään joulukuussa voivat tuottaa tilastollistesti merkittävää ylituottoa suhteessa markkinaportfolioon, kun kyseessä seuraavan vuoden futuurituotteet. Tuottojen tasoja voidaan kuitenkin pitää vain maltillisina. Tulevan vuoden jälkeiselle vuodelle tulokset ovat pääosin tilastollisesti merkityksettömiä, ja täten strategiaa ei voida suositella käytännön sovelluksiin kyseisten tuotteiden osalta.