Analyse der Dynamik der Raffinerie Marge: Implikationen für Bewertung und Hedging Zusammenfassung des Abstracts Zusammenfassung ABSTRAKT: Es ist bekannt, dass Marktpreisrisiken eine wichtige Rolle bei der Bewertung von Rohstoffderivaten spielen. Es gibt eine umfangreiche Literatur, die zeigt, dass die Marktpreise des Risikos durch die Zeit variieren. Basierend auf diesen Ergebnissen wird anhand von Rohöl-, Heizöl-, bleifreien Benzin - und Erdgas-Futures ein Faktormodell mit zwei lang - und kurzfristigen Faktoren mit Marktpreisrisiken in Abhängigkeit von diesen zugrunde liegenden Aktivfaktoren vorgeschlagen und abgeschätzt An der NYMEX gehandelt. Die Bewertungsergebnisse, die mit einer umfangreichen Stichprobe von amerikanischen Optionen erzielt wurden, die an NYMEX gehandelt werden, zeigen, dass dieses Modell mit zeitveränderlichen Marktpreisen des Risikos die Standardmodelle mit konstanten Marktpreisrisiken übertrifft. Artikel Apr 2014 Andrs G. Mirantes Javier Poblacin Gregorio Serna Abstract Zusammenfassung ABSTRAKT: Es wurde traditionell angenommen, dass die Raffinationsspanne stationär ist, da sie eine lineare Kombination von kointegrierten Zeitreihen ist, dh Rohöl und seine Hauptveredlungsprodukte (hauptsächlich Heizöl und Benzin). Nach dieser Begründung wurden stationäre Modelle vorgeschlagen, um die Raffinationsmarge zu messen. In dieser Arbeit untersuchen wir die wichtigsten empirischen Eigenschaften von mehreren Zeitreihen, die die Raffineriespanne (oder die Rissausbreitung) messen, wobei eine umfangreiche Datenbank an WTI-, Heizöl - und bleifreien Benzin-Futures-Preisen auf der NYMEX gehandelt wird. Die Ergebnisse zeigen, dass es ernsthafte Zweifel an der Stationarität der Raffinationsmarge gibt. Darüber hinaus wird ein nicht-stationäres Faktormodell vorgeschlagen und geschätzt, um die Raffinationsmarge zu messen, und in einigen Fällen erzielt das Modell bessere Ergebnisse als die herkömmlichen stationären Modelle. Dieses Ergebnis hat direkte Auswirkungen auf die Bewertung und Absicherung. Artikel April 2016 Javier Poblacin Gregorio SernaDie Mercatus-Energie-Pipeline Eine Einführung in Crack Spread (Refiner) Hedging Posted in Mon, 25. Juli 2016 Im Laufe des vergangenen Jahres haben Raffination Gewinnspannen wurden auf der ganzen Karte. Beispielsweise hat die WTI-NY Harbor Ultra-Low-Schwefel-Diesel (ULSD) Crack Spread im vergangenen Jahr so hoch gehandelt wie 22,92BBL und so niedrig wie 6,89BBL bei durchschnittlich 14,03BBL. Crack breitet sich auf andere Rohöle (Brent, Light Louisiana Sweet, etc.) und verschiedene raffinierte Produkte (Diesel, Benzin, Jet-Brennstoff, etc.) wurden ähnlich flüchtig. Eine grundlegende Rissausbreitung ist die 1: 1-Rissausbreitung, die die Raffinerie-Gewinnspanne repräsentiert, dh das Kaufen von Rohöl und das Verkaufen der raffinierten Produkte (dh Dieselkraftstoff, Benzin, Düsenkraftstoff), wodurch der Unterschied zwischen den raffinierten Produkten und dem Rohöl verriegelt wird Öl. Während Rissausbreitung in Dollar pro Barrel angegeben wird und viele veredelte Produkte Zitate in Dollar pro metrischer Tonne oder Dollar pro Gallone sind, wenn das verfeinerte Produkt nicht in Dollar pro Barrel angegeben wird, muss es in Dollar pro Barrel umgewandelt werden. Zum Beispiel, um NY Harbor ULSD zu konvertieren, multiplizieren wir den Dollar pro Gallone Preis von ULSD mit 42, da es 42 Gallonen in einem Barrel. Wenn der Wert des raffinierten Produkts höher ist als der Preis des Rohöls, ist die Rißausbreitung rentabel. Wenn andererseits der Wert des raffinierten Produkts geringer als der Wert des Rohöls ist, dann ist die Rissausbreitung nicht rentabel. Ebenso wie Ölproduzenten und Konsumenten die Möglichkeit haben, ihr Engagement gegenüber volatilen Erdölpreisen abzusichern, haben Raffinerie die Möglichkeit, ihre Exposition auch zu sichern. In der Tat könnte man argumentieren, dass Raffinerien ein noch größeres Bedürfnis zu hedn als Produzenten und Konsumenten, da ihre Gewinnspannen auf dem Preis von nicht einer Ware, aber mindestens zwei und oft mehrere basieren: den Preis für ihre Input (Rohöl) (Bunkertreibstoff, Heizöl, Benzin, Dieselkraftstoff, Gasöl, Düsentreibstoff usw.). Um das Risiko einer Rissausbreitung der Preisvolatilität zu verringern, sichern viele Raffinierer die Rissausbreitung, indem sie Rohöl-Futures oder Swaps kaufen und gleichzeitig raffinierte Produkte Futures oder Swaps verkaufen, da die Ergebnisse es dem Refiner erlauben, die Raffineriespanne einzuschließen oder zu fixieren. Als Beispiel nehmen wir an, dass ein Raffinerier daran interessiert ist, ihre Raffinerie-Marge von Dezember ULSD abzusichern, da sie mit dem aktuellen Rissspread, der auf dem Markt verfügbar ist, zufrieden ist, da er höher ist als die 12,50 Rissausbreitung in ihrem jährlichen Budget. Basierend auf dem Geschäftsschluss am Freitag ist die WTI-ULSD-Rissausbreitung derzeit auf 15,16BBL basierend auf dem Dezember-ULSD-Swaphandel bei 61,60BBL (1,4666Gallon) und dem November-WTI-Swap-Handel bei 46,44BBL gehandelt. Der Refiner kauft November Rohöl und verkauft Dezember ULSD als Raffinerien in der Regel kaufen Rohöl für die Verarbeitung in einem bestimmten Monat, und anschließend verfeinern und verkaufen die raffinierten Produkte im Laufe des folgenden Monats. Szenario I: Rohöl 50.00BBL und ULSD 65.10BBL Wir gehen davon aus, dass im November der aktuelle NYMEX WTI Futures-Kontrakt (der den Abrechnungspreis des WRT-Swaps bestimmt) höher und im Durchschnitt 50.00BBL liegt. Daraus ergibt sich, dass der Refiner einen Gewinn von 3,56BBL auf dem langen Rohöl-Swap erzielt. Da der WTI-Bargeldmarkt (physisch) und der WTI-Futures-Markt stark korreliert sind, kauft der Refiner auch physische Rohöl im Kassamarkt für 50BBL. Darüber hinaus gehen wir davon aus, dass der Prompt NYMEX ULSD-Futures-Kontrakt im Laufe des Monats Dezember, der den Abrechnungspreis des ULSD-Swaps der Raffinerie ermittelt, im Durchschnitt 65,10BBL (1,55 Gallone) beträgt. Als Ergebnis führt der Refiner einen Verlust von 3,50 BBL (0,08 Gallonen) auf dem kurzen ULSD-Swap ein. Der ULSD-Kassamarkt und der ULSD-Futures-Markt haben jedoch ähnlich wie der Rohöl-Bargeldmarkt (physisch) eine starke Korrelation, so dass die Raffinerie ihre ULSD-Produktion im Kassamarkt für 1,55 Gallonen (65,10 BBL) verkaufen wird. Als Ergebnis aller obigen Ergebnisse erzeugt der Refiner in diesem Szenario eine Raffinationsmarge von 15,10 BBL (0,36 Gallone), während ein Netto-Hedging-Gewinn von 0,06 BBL (3,56 BBL-Gewinn auf dem Rohöl-Swap und 3,50 BBL-Verlust auf der ULSD auftritt Swap), die Kombination ergibt einen Bruttogewinn von 15.16BBL. In diesem Szenario hätte der Bruttogewinn der Raffinerie die Rissausbreitung nicht abgesichert, sondern 15,10 BBL und nicht 15,16 BBL als Folge der Absicherung. Szenario II: Rohöl 40.00BBL und ULSD 50.00BBL Wir gehen davon aus, dass im November, dass der Prompt NYMEX WTI Futures-Kontrakt niedriger ist und im Durchschnitt 40.00BBL. In diesem Fall ergibt sich für den Refiner ein Verlust von 6,44 BBL auf dem langen Rohöl-Swap. Wie im ersten Szenario kauft der Refiner physische Rohöl im Kassamarkt zum gleichen Preis wie der WTI Swap, 40BBL. Wir gehen auch davon aus, dass während des Monats Dezember, dass die Prompt NYMEX ULSD Futures-Vertrag niedrigeren Handel und durchschnittlich 50,00BBL (1,19 Gallone). Infolgedessen führt der Refiner einen Gewinn von 11,60 BBL (0,28 Gallone) auf dem kurzen ULSD-Swap ein. Die Raffinerie verkauft auch ihre ULSD-Produktion im Kassamarkt für die gleiche wie die ULSD-Swap, 1,19 Gallone (50BBL). Im zweiten Szenario erzeugt der Refiner eine Raffinationsmarge von 10,00BBL (0,24gallon), ergibt einen Nettogewinn von 5,16BBL auf den Swaps (6,44BBL Verlust beim WTI Swap und 11,60BBL Gewinn beim ULSD Swap), was wiederum die Kombination ergibt In einem Bruttogewinn von 15.16BBL. In diesem Szenario hätte der Bruttogewinn nur 10.00BBL, 5.16BBL weniger, als sie infolge der Absicherung erhalten hätten, wenn der Raffinerator die Rissausbreitung nicht abgesichert hätte. Während diese Beispiele die Absicherung von WTI-ULSD-Crack-Spreads hervorheben, kann dieselbe Methodologie angewendet werden, um Raffinerieränder, die sowohl andere Rohöle (Brent, LLS, etc.) als auch andere raffinierte Produkte (Bunkertreibstoff, Benzin, Düsenkraftstoff, Gasöl) umfassen, zu hecken , Etc.) Die Mercatus-Energie-Pipeline Hedging Raffinerie Profit Margen mit Crack Spread-Optionen Im vergangenen Jahr waren die Raffinerie Gewinnspannen ziemlich volatil. Als Beispiel haben Brent Rohölgasöl Kalender-Swap-Crack Spreads so hoch wie 20,56BBL und so niedrig wie 12,12BBL, durchschnittlich 16,17BBL gehandelt. Crack breitet sich auf andere Rohöle (Dubai, WTI, Light Louisiana Sweet, etc.) und verschiedene raffinierte Produkte (Diesel, Benzin, Jet-Brennstoff, etc.) wurden ähnlich flüchtig. Während unsere Positionen oft auf die Absicherung aus der Konsumenten - und Produzentenperspektive fokussieren, sehen sich Raffinerien wohl noch ein noch größeres Bedürfnis, ihre Engagements abzusichern, da ihre Gewinnspannen auf dem Preis von nicht einer Ware basieren, sondern mehrere: der Preis ihres Inputs (Rohöl ) Sowie deren Ausgänge (Gasöl, Benzin, Dieselkraftstoff, Gasöl, Düsentreibstoff, Heizöl usw.). Beispielsweise hat sich in den vergangenen vier Monaten der Brend-Rohöl-Ölkrise-Swap-Crack-Spread von einem Hoch von 17,65 BBL auf ein aktuelles Niveau von 12,12 BBL verringert. So wie kann ein europäischer Raffinerie sichern ihre Risse Spread-Risiko, während wir zuvor sah, wie Raffinerien können die Rissüberdeckung durch Festpreis-Swaps (siehe Eine Einführung in Crack Spread Hedging) zu hemmen, wurden heute zu sehen, wie Raffinerien können mit Optionen abzusichern. Für diejenigen unter Ihnen, die arent gut in Raffinerie wirtschaftlich versiert, die Berechnung einer Raffinerie Gewinnspanne ist eigentlich ganz einfach. Als Beispiel für die Berechnung der Brent Rohöl-Öl-Crack-Spread, nehmen Sie den aktuellen Preis von Gasöl Futures, 869,25MT, und teilen Sie es um 7,45 (es gibt etwa 7,45 Barrel in einer metrischen Tonne gasoil), was 116,68BBL entspricht. Sie subtrahieren dann den aktuellen Preis von Brent Rohöl, das 103,95BBL ist, aus dem Gasölpreis, der eine Raffinationsgewinnspanne (Rissausbreitung) von 11,73BBL erzeugt. Zurück zu der Frage, gehen wir davon aus, dass die Raffinerie interessiert ist, sichern ihre Juli 2013 Gasöl Ölgewinnspanne, wie sie eine Gasöl Riss Ausbreitung von mindestens 12BBL benötigen, um Budget zu erfüllen. Ab dem Ende der Geschäftstätigkeit gestern, der Juli 2013 Brent Rohöl-Öl-Riss-Spread wurde bei 13BBL auf der Grundlage einer Gasöl Kalender-Swap bei 869,72MT (116,75BBL) und Brent Rohöl Kalender tauschen bei 103,74BBL. Zur Absicherung oder Sperre im Juli Brentgasoil Riss Ausbreitung von 13BBL, könnte der Raffinerie kaufen einen Juli Brent Rohöl-Swap bei 103.74BBL und verkaufen eine Gasöl-Swap bei 869.72MT (116.74BBL). Allerdings will der Raffinerier die Möglichkeit behalten, an einem günstigen Kurs zu partizipieren, anstatt sich mit Swaps abzusichern, hat er beschlossen, sich mit einer Option abzusichern. Als Beispiel nehmen wir an, dass der Refiner beschlossen hat, sein Rissausbreitungsrisiko abzusichern, indem er einen Juli 2013 12.00 Brentgasoil Rissausbreitungspaket-Option kauft. Rissausbreitungsoptionen bieten Raffinerien ein gutes Werkzeug, um Raffinationsränder zu sichern (oder zu erfassen), da sie dem Raffinierer erlauben, zwei unabhängige Risiken mit einem Handel abzusichern. Durch den Kauf der Juli 2013 12.00 Brentgasoil Rissausbreitung Put-Option hat die Raffinerie effektiv gesichert sowohl die Kosten für den Kauf von Rohöl Brent und die Einnahmen aus dem Verkauf von Gasöl. Lets schnell vorwärts zum 31. Juli (der letzte Handelstag von Juli) und einen Blick an, wie diese Hecke in einigen verschiedenen Preisumgebungen durchführen würde. Für den Anfang, schauen Sie sich die Auswirkungen der Rissausbreitung Option, wenn während des Monats Juli, Brent Rohöl durchschnittlich 100BBL während Gasöl durchschnittlich 825MT (110,74BBL). In diesem Fall erhält der Refiner eine Absicherungsverstärkung von 1,26BBL (12,00-10,74). Was, wenn Juli Brent Rohöl eine bescheidene Menge erhöht, durchschnittlich 110BBL, während Gasöl springt auf eine durchschnittliche 925MT (124.16BBL), was entspricht einer Rissausbreitung von 14.16BBL In diesem Fall wird der Refiner nicht erleben einen Gewinn auf die Put-Option Da sich die Rissausbreitung über dem Ausübungspreis von 12BBl niederließ. Da der Raffinerie-Fonds jedoch mit der Put-Option abgesichert war, konnte er anstatt des Swaps, der sich in der 13.00-Rissausbreitung eingesperrt hätte, an der günstigen Kursbewegung beteiligen, indem er zusätzliche 1,16BBL (14,16-13,00) eroberte. Während dieser Beitrag bei der Siche - rung der Brent-Rohöl-Ölbrennstoffverbreitung betrachtete, kann dieselbe Methodik auch für die Absicherung anderer Rissausbreitungen (dh WTI-Rohöl, Dieselkraftstoff, Benzin, Düsentreibstoff, Heizöl usw.) angewendet werden. Mercatus Energy Pipeline eine Einführung zu Crack Spread (Refiner) Hedging Im Laufe des vergangenen Jahres haben Raffination Gewinnspannen wurden auf der ganzen Karte. Beispielsweise hat die WTI-NY Harbor Ultra-Low-Schwefel-Diesel (ULSD) Crack Spread im vergangenen Jahr so hoch gehandelt wie 22,92BBL und so niedrig wie 6,89BBL bei durchschnittlich 14,03BBL. Crack breitet sich auf andere Rohöle (Brent, Light Louisiana Sweet, etc.) und verschiedene raffinierte Produkte (Diesel, Benzin, Jet-Brennstoff, etc.) wurden ähnlich flüchtig. Eine grundlegende Rissausbreitung ist die 1: 1-Rissausbreitung, die die Raffinerie-Gewinnspanne repräsentiert, dh das Kaufen von Rohöl und das Verkaufen der raffinierten Produkte (dh Dieselkraftstoff, Benzin, Düsenkraftstoff), wodurch der Unterschied zwischen den raffinierten Produkten und dem Rohöl verriegelt wird Öl. Während Rissausbreitung in Dollars pro Barrel angegeben ist und viele veredelte Produkte Zitate in Dollar pro Tonne oder Dollar pro Gallone sind, wenn das verfeinerte Produkt nicht in Dollar pro Barrel angegeben wird, muss es in Dollar pro Barrel umgewandelt werden. Zum Beispiel, um NY Harbor ULSD umzuwandeln, multiplizieren wir den Dollar pro Gallone Preis von ULSD mit 42, da es 42 Gallonen in einem Fass. Wenn der Wert des raffinierten Produkts höher ist als der Preis des Rohöls, ist die Rißausbreitung rentabel. Wenn andererseits der Wert des raffinierten Produkts geringer als der Wert des Rohöls ist, dann ist die Rissausbreitung nicht rentabel. Ebenso wie Ölproduzenten und Konsumenten die Möglichkeit haben, ihr Engagement gegenüber volatilen Erdölpreisen abzusichern, haben Raffinerie die Möglichkeit, ihre Exposition auch zu sichern. In der Tat könnte man argumentieren, dass Raffinerien ein noch größeres Bedürfnis zu hedn als Produzenten und Konsumenten, da ihre Gewinnspannen auf den Preis von nicht einer Ware, aber mindestens zwei und oft mehrere basieren: den Preis ihres Inputs (Rohöl) (Bunkertreibstoff, Heizöl, Benzin, Dieselkraftstoff, Gasöl, Düsentreibstoff usw.). Um das Risiko einer Rissausbreitung der Preisvolatilität zu verringern, sichern sich viele Raffinierer die Rissausbreitung, indem sie Rohöl-Futures oder Swaps kaufen und gleichzeitig raffinierte Produkte zu Futures oder Swaps verkaufen, da die Ergebnisse dem Refiner erlauben, die Raffineriespanne einzuschließen oder zu fixieren. Als Beispiel nehmen wir an, dass ein Raffinerier daran interessiert ist, ihre Raffinerie-Marge von Dezember ULSD abzusichern, da sie mit dem aktuellen Rissspread, der auf dem Markt verfügbar ist, zufrieden ist, da er höher ist als die 12,50 Rissausbreitung in ihrem jährlichen Budget. Basierend auf dem Geschäftsschluss am Freitag ist die WTI-ULSD-Rissausbreitung derzeit auf 15,16BBL basierend auf dem Dezember-ULSD-Swaphandel bei 61,60BBL (1,4666Gallon) und dem November-WTI-Swap-Handel bei 46,44BBL gehandelt. Der Refiner kauft November Rohöl und verkauft Dezember ULSD als Raffinerien in der Regel kaufen Rohöl für die Verarbeitung in einem bestimmten Monat, und anschließend verfeinern und verkaufen die raffinierten Produkte im Laufe des folgenden Monats. Szenario I: Rohöl 50.00BBL und ULSD 65.10BBL Wir gehen davon aus, dass im November der aktuelle NYMEX WTI Futures-Kontrakt (der den Abrechnungspreis des WRT-Swaps bestimmt) höher und im Durchschnitt 50.00BBL liegt. Daraus ergibt sich, dass der Refiner einen Gewinn von 3,56BBL auf dem langen Rohöl-Swap erzielt. Da der WTI-Bargeldmarkt (physisch) und der WTI-Futures-Markt stark korreliert sind, kauft der Refiner auch physische Rohöl im Kassamarkt für 50BBL. Darüber hinaus gehen wir davon aus, dass der Prompt NYMEX ULSD-Futures-Kontrakt im Laufe des Monats Dezember, der den Abrechnungspreis des ULSD-Swaps der Raffinerie ermittelt, im Durchschnitt 65,10BBL (1,55 Gallone) beträgt. Als Ergebnis führt der Refiner einen Verlust von 3,50 BBL (0,08 Gallonen) auf dem kurzen ULSD-Swap ein. Der ULSD-Kassamarkt und der ULSD-Futures-Markt haben jedoch ähnlich wie der Rohöl-Bargeldmarkt (physisch) eine starke Korrelation, so dass die Raffinerie ihre ULSD-Produktion im Kassamarkt für 1,55 Gallonen (65,10 BBL) verkaufen wird. Als Ergebnis aller obigen Ergebnisse erzeugt der Refiner in diesem Szenario eine Raffinationsmarge von 15,10 BBL (0,36 Gallone), während ein Netto-Hedging-Gewinn von 0,06 BBL (3,56 BBL-Gewinn auf dem Rohöl-Swap und 3,50 BBL-Verlust auf der ULSD auftritt Swap), die Kombination ergibt einen Bruttogewinn von 15.16BBL. In diesem Szenario hätte der Bruttogewinn der Raffinerie die Rissausbreitung nicht abgesichert, sondern 15,10 BBL und nicht 15,16 BBL als Folge der Absicherung. Szenario II: Rohöl 40.00BBL und ULSD 50.00BBL Wir gehen davon aus, dass im November, dass der Prompt NYMEX WTI Futures-Kontrakt niedriger ist und im Durchschnitt 40.00BBL. In diesem Fall ergibt sich für den Refiner ein Verlust von 6,44 BBL auf dem langen Rohöl-Swap. Wie im ersten Szenario kauft der Refiner physische Rohöl im Kassamarkt zum gleichen Preis wie der WTI Swap, 40BBL. Wir gehen auch davon aus, dass während des Monats Dezember, dass die Prompt NYMEX ULSD Futures-Vertrag niedrigeren Handel und durchschnittlich 50,00BBL (1,19 Gallone). Infolgedessen führt der Refiner einen Gewinn von 11,60 BBL (0,28 Gallone) auf dem kurzen ULSD-Swap ein. Die Raffinerie verkauft auch ihre ULSD-Produktion im Kassamarkt für die gleiche wie die ULSD-Swap, 1,19 Gallone (50BBL). Im zweiten Szenario erzeugt der Refiner eine Raffinationsmarge von 10,00BBL (0,24gallon), ergibt einen Nettogewinn von 5,16BBL auf den Swaps (6,44BBL Verlust beim WTI Swap und 11,60BBL Gewinn beim ULSD Swap), was wiederum die Kombination ergibt In einem Bruttogewinn von 15.16BBL. In diesem Szenario hätte der Bruttogewinn nur 10.00BBL, 5.16BBL weniger, als sie infolge der Absicherung erhalten hätten, wenn der Raffinerator die Rissausbreitung nicht abgesichert hätte. Während diese Beispiele die Absicherung von WTI-ULSD-Crack-Spreads hervorheben, kann dieselbe Methodologie angewendet werden, um Raffinerieränder, die sowohl andere Rohöle (Brent, LLS, etc.) als auch andere raffinierte Produkte (Bunkertreibstoff, Benzin, Düsenkraftstoff, Gasöl) umfassen, zu hecken , etc.).
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