Опасные игры с деривативами: Полувековая история провалов от Citibank до Barings, Société Générale и AIG - Лоран Жак Страница 23

F*

0;10

= 20 (1 + 0,01 + 0,06)

10

= 39,34 (1 пример)

Теоретически, форвардная цена, превращающая спотовую цену в стоимость поддержания позиции «все включено», должна быть выше спотовой цены (ситуация, известная как «контанго»). Однако в большинстве случаев форвардные/фьючерсные цены на нефть оказываются ниже спотовых. Такая контринтуитивная взаимосвязь называется «бэквордацией» и объясняется наличием «потребительской доходности», которую участники неф­тяного рынка имеют в результате обладания физическим продуктом (см. также следующий раздел).

К сожалению, физическое хранение стоит дорого. Согласно оценке Ф. Эдвардса и М. Кантера (Edwards and Canter, 1995), MGRM получала бы чистый убыток при стоимости хранения выше $0,0733 на баррель в месяц. Фактическая же стоимость хранения составляла почти $0,24 на баррель в месяц ($3 в год). Кроме того, объем хранилищ для нефти был крайне ограниченным.

Условное хранение запасов нефти. Как вариант, MGRM могла дождаться момента t, когда спотовая цена на нефть S

t

опустилась бы ниже безубыточной цены S

*

t

, при которой стоимость физического хранения оказалась бы приемлемой, и только тогда провести хеджирование, создав физический запас нефти. MGRM могла бы использовать данные за предыдущие годы для определения вероятности снижения S

t

ниже уровня S

*

t

, получая значение зависящей от времени безубыточной спотовой цены из уравнения безарбитражности:

S

t

(1 + s + i)

T-t

= F

0;T

при t T = 1,2,3...,10 (2)

Очевидно, что безубыточная спотовая цена возрастает по мере приближения t к T, а стоимость поддержания позиции снижается. Допустим, что через три года спотовая цена нефти, S

3

, падает до $12. Тогда закупка и хранение физической нефти на оставшиеся 10 – 3 = 7 лет составит:

12 (1 + 0,01 + 0,06)

10–3

= 19,27 (2 пример)

что явно меньше, чем форвардная цена F

0;10

= 25, определенная в контракте MGRM и Federated Heating Oil.

Синтетическое хранение или хедж stack-and-roll. В этом случае MGRM заключила бы серию фьючерсных контрактов (длинная/активная позиция по нефти) на ближние сроки (вероятнее всего, один месяц), аналогичных по объему (но не по срокам) ее коротким/пассивным позициям с более дальними сроками (см. рис. 3). При приближении сроков исполнения фьючерсов она переносила бы (возобновляла) их с проведением денежных расчетов. При этом новые длинные фьючерсные позиции сокращались бы на объем фактических поставок, произведенных за истекший период.

Эффективная стоимость хеджирования форвардной цены закупки нефти с помощью стратегии stack-and-roll складывается из двух компонентов: 1) эффективной полной стоимости форвардной покупки и 2) стоимости переноса серии фьючерсов в конце каждого периода с денежными расчетами. Следует заметить, что второй компонент входит в состав первого. Проанализируем их по очереди для двухлетнего периода.

1. Эффективная стоимость форвардной покупки: в момент времени t = 0 MGRM покупает фьючерсные контракты на один период по

F

0;1

= S

0

(1 + s + i — c) = S

0

+ b

0

(3A)

где c — потребительская доходность, а b

0

= F

0;1

— S

0

называется базисом.

В момент времени t = 1 MGRM ликвидирует фьючерсные контракты по цене S

1

(получая при этом прибыль/убыток F

0;1

— S

1

) и возобновляет фьючерсную позицию, покупая новые фьючерсы на новый период по

F

1;2

= S

1

+ b

1

(3B).

Таким образом, в конце первого периода MGRM фиксирует стоимость покупки на уровне[62]:

F

0;1

— S

1

+ F

1;2

= S

0

+ b

0

— S

1

+ S

1

+ b

1

= S

0

+ (b

0

+ b

1

) (4)

Поскольку для каждого из первых двух периодов базис b

0

и b

1

эквивалентен стоимости поддержания позиции (см. уравнение 1), MGRM создавала хедж синтетического хранения, при котором совокупная стоимость поддержания позиции и хранения представляла собой сумму синтетической стоимости поддержания позиции и хранения (базиса) в периоды 1 и 2. Поскольку нефтяные рынки почти всегда имеют тенденцию к бэквордации (отрицательный базис), MGRM применила вполне логичную политику хеджирования, которая, казалось бы, гарантировала хеджирование закупочных цен на нефть на уровне ниже форвардных цен реализации по контрактам MGRM[63]. В следующем разделе мы представим эмпирическое подтверждение того, что для нефтяных рынков больше характерно состояние бэквордации, нежели контанго, и что в среднем кумулятивный дисконт бэквордации превысил бы премию контанго на больших временных отрезках.

2. Денежная стоимость переноса серии фьючерсов: благоприятная стоимость хеджирования ничего не говорит о фактических денежных прибылях или убытках, возникающих при расчетах по сериям фьючерсов и их переносе из одного периода в другой (см. формулу 4B). Как мы увидим ниже, это и стало ахиллесовой пятой рисковой стратегии MGRM. Фактически в конце первого периода MGRM должна была рассчитаться по серии фьючерсов по спотовой цене S

1

, получив денежный поток от разницы между ценой реализации S

1

и ценой покупки F

1

= S

0

+ b

0

:

S

1

— F

1

= (S

1

— S

0

) — b

0

(6)

Очевидно, что MGRM не могла заранее знать, будет ли абсолютное изменение спотовой цены S

1

— S

0

больше или меньше базиса b

0

(положительного при контанго и отрицательного при бэквордации). В табл. 1 представлены возможные комбинации контанго или бэквордации (базиса b) с абсолютными изменениями цен S

1

— S

0

. В случае бэквордации MGRM имела 75%-ную вероятность получения положительного денежного потока по сериям «длинных» ближних фьючерсов. Это показано в нижней строке табл. 1: в трех из четырех сценариев расчеты по фьючерсам дают положительный денежный результат. В целом же, если считать, что нефтяной рынок с одинаковой вероятностью может находиться в состояниях контанго и бэквордации, MGRM со временем могла лишь окупить свои затраты: четыре из восьми сценариев предполагают положительный денежный поток.

По существу, MGRM начинала реализацию стратегии «синтетического хранения», описанную выше[64]. После каждого последующего расчетного дня она возобновляла свои фьючерсные позиции месяц за месяцем, уменьшая их на объем физически поставленных нефтепродуктов (см. рис. 4).

Денежные потоки, возникающие