Zusammenfassung
Die Integration von Flexibilität in die finanzwirtschaftliche Evaluation hat in den vergangenen Jahren bereits eine erhebliche Verbreitung gefunden. Auch wenn die praktische Anwendung des Realoptionsansatzes noch nicht zu den Standardverfahren gehört, so ist dennoch ein deutlich gewachsenes Interesse am Einsatz dieses Bewertungsinstrumentariums zu beobachten. Eine Vorreiterrolle fallt hierbei dem Bergbau und der Energiewirtschaft zu. Nach und nach wird allerdings auch von anderen Branchen die Relevanz von Flexibilitätsbewertung und -steuerung erkannt.1
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Literatur
Zur Beschreibung der Anwendung der Realoptionstheorie aus Perspektive der praktischen Anwendung in den verschiedenen Branchen vgl. zu 01 und Gas Pickles, E./Smith, J. L. (1993), S. 59 ff., Prokesch, S. E. (1997), S. 146 ff., Paddock, J. L./Siegel, D. R/Smith, J. L. (1988), S. 479 ff., Smith, J. E./McCardle K. F. (1995), Stibolt, R D. (1996), S. 990 ff., Siegel, D. R./Smith, J. L./Paddock, J. L. (1987), S. 22 ff., zur Stromwirtschaft Kaslow, T. W./Pindyck, R. S. (1994), S. 60 ff., Coy, P. (1999), S. 118, Mauboussin, M. J. (1999), S. 17, Martzoukos, S. H./Teplitz-Sembitzky, W. (1992), S. 3 ff., zur Bewertung natürlicher Ressourcen vgl. Cortazar, G. (1999), S. 263 ff., Cortazar, G./Casassus, J. (1998), S. 755 ff.
Vgl. Koch, U. (2001), S. 91, der die hohe Bedeutung des Realoptionsansatzes in der Pharmaindustrie betont, jedoch einräumt, daß die Durchsetzung als Standardverfahren noch einige Zeit benötigt. Zur Anwendung in der Phanna-und Biotechnologieindustrie vgl. Micalizzi, A. (1999), S. 85 ff., Sender, G. L. (1994), S. 92, Nichols, N. A. (1994), S. 89 ff., Huchzermeier, A./Loch, C. H. (2001), 85 ff.
Zur Telekommunikationsbranche vgl. Clarke, R. N. (1999), S. 219 ff., Pelcovits, M. D. (1999), S. 227 ff.
Zur Bewertung von E-Commerce-und Start-up-Unternehmen sowie zur Evaluierung von Griindungsfinanzierungen durch Banken und Kapitalbeteiligungsgesellschaften vgl. Grünbichler, A./Keiber, K. (1999), S. 151 ff., Mauboussin, M. J. (1999), S. 18 ff., Moers, H./Schnauß, M. (1996), S. 428 ff., Willner, R. (1995), S. 221 ff., Amram, M./Kulatilaka, N. (1999a), S. 143 ff., Desmet, D. (2000), S. 148 ff., Chatwin, R. (1999), S. 161 ff. Die Anwendung des Realoptionsansatzes durch Investmentbanken ist aufgrund der hohen Komplexität und der damit einhergehenden schwierigen Kommunizierbarkeit bislang noch nicht sehr weit verbreitet. Vgl. hierzu Hommel, U./Vollrath, R./Wieland, A. (2000), S. 3. Aus Sicht von Venture Capital Gesellschaften müßte der Realoptionsansatz insofern interessant sein, als Wachstumsuntemehmen aus Sicht eines Eigenkapitalgebers als Option zu betrachten sind. Das Eigenkapital stellt einen Residualanspruch und somit eine Calloption auf den Unternehmenswert dar. Vgl. hierzu Dahlheim, C./Wieland, A. (2001), S. 98.
Zur Beurteilung flexibler Fertigungssysteme vgl. Kulatilaka, N. (1988), S. 250 ff., He, H./Pindyck, R. S. (1992), S. 575 ff., Trigeorgis, L. (1993), S. 209, Zimmermann, J. (1998), S. 257 ff., Brekke, K A./Schiel-drop, B. (2000), S. 34 ff., zur Anwendung des Realoptionsansatzes im Fluggeschäft vgl. Stonier, J. (1999), S. 135. ff.
Eine Anwendung des Realoptionsansatzes auf ein großes Infrastrukturprojekt - Transurban City Link in Melbourne - ist zu finden bei: Rose, S. (1998), S. 711 ff.
Europäische Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und des Rates: Amtsblatt Nr. L 027 vom 30/01/1997 S. 20 ff Diese Richtlinie setzt ein Minimum für die Öffnung der nationalen Strommärkte fest und sichert den Verbrauchem die Möglichkeit, ihren Stromversorger frei zu wählen Vgl. hierzu auch: o. V. (2000), S. 12. Leuschner, U. (2001), S. 2.
Vgl. Gessner, P./Grieshaber, U./Krüger, M (2001), S. 77.
Vgl. Gessner, P./Grieshaber, U./Krüger, M. (2001), S. 77, die sich auf eine Studie der Finance-Deal-Bank beziehen.
Vgl. Flechner, B. (2000), S. 29.
Vgl. Amend, F. (2000), S. 187.
In der Stromerzeugung sind drei Lastbereiche zu unterscheiden: Erstens sogenannte Grundlastkraftwerke, die ununterbrochen zu günstigen variablen Kosten Strom produzieren und etwa 80% des Strombedarfs abdecken. Hierbei handelt es sich vor allem uni Braunkohle-, Kernkraft-und Laufwasserkraftwerke. Zweitens sogenannte Mittellastkraftwerke, die durch flexible Leistung gekennzeichnet sind und dazu dienen, die typischen, während eines Tages auftretenden Schwankungen der geforderten Leistung auszugleichen. Hierzu werden insbesondere Steinkohle-und Gaskraftwerke genutzt. Drittens sogenannte Spitzenlastkraftwerke, die nur dann zum Einsatz kommen, wenn unerwartete Leistungsanforderungen auftreten, die durch den Betrieb der Mittellastkraftwerke nicht abgedeckt werden können. Spitzenlastkraftwerke sind üblicherweise durch einen schlechten Wirkungsgrad und hohe variable Kosten gekennzeichnet, können auf der anderen Seite jedoch sehr schnell ihre volle Leistung erbringen und somit Spitzen ausgleichen. Hierzu werden insb. Pumpspeicherkraftwerke sowie Öl-und Gasturbinen eingesetzt. Spitzenlastkraftwerke sind für Energieversorgungsunternehmen von erheblicher Bedeutung, da die Beschaffung des zu liefernden Stromes sonst am Spotmarkt erfolgen müßte. In Spitzenzeiten kann der Preis am Spotmarkt auf mehr als das Zweihundertfache des üblichen Preises steigen. In den USA stieg der Preis pro Megawattstunde bereits einmal von etwa 35 $ auf 7.500 $ an. (vgl. Heierle, M. C./Kleinpeter, M. (2000), S. 14) Die meisten Stromerzeuger verfügen daher über einen gemischten Erzeugungspark, um Leistungsschwankungen auszugleichen und eine Diversifizierung des Brennstoffpreisrisikos zu erreichen. Vgl. auch: Amend, F. (2000), S. 191.
Vgl. Hobbs, B. F./Honious, J. C./Bluestein, J. (1994), S. 167.
Vgl. hierzu die jeweiligen Darstellungen im Internet unter: www.apx.nl, www.eex.de, www.lpx.de, www.nordpool.no.
Kontrakte werden stets auf eine Leistung von 1 MW normiert. Ein Ein-Wochen-Kontrakt umfaßt folglich 168 MWIt Vgl. hierzu Schäfer, K./Rodt, M. (1999), S. 549.
Der Terminhandel mit Strom hat am 1. März 2001 als erster deutscher Börse an der European Energy Exchange EEX in Frankfurt am Main begonnen. An der Skandinavischen Börse Nordpool werden unter den Bezeichnungen „Eltermin“ und „Eloptions” bereits seit Herbst 1999 Futures und Optionen auf Strom gehandelt An der New Yorker Warenbörse Nymex (New York Mercantile Exchange) werden bereits seit 1996 Stromtermingeschäfte abgewickelt. Forward-und Futurepreise werden auf täglicher Basis von Nachrichtenagenturen wie Dow Jones oder Bloomberg erfaßt und veröffentlicht.
Vgl. Kistowski, J. v. (2001), S. 9 f.
Vgl. Kistowski, J. v. (2001), S. 12.
An der skandinavischen Strombörse, dem NordPool, betrug die Strompreisvolatilität teilweise fast 400%. Diese Volatilität ist allerdings auf die starke Abhängigkeit dieses Marktes von der Stromerzeugung aus Wasserkraft zurückzuführen. Strom bildet die preisvolatilste Commodity: Vgl. hierzu Strauss, T. (1999), S. 79 u. Schäfer, K./Rodt, M. (1999), S. 548, die von annualisierten Volatilitäten bis zu 300% sprechen.
Daten der skandinavischen Strombörse NordPool. Im Anhang ist eine auszugsweise Darstellung des verwendeten Datenmaterials enthalten.
Vgl. Heierle, M. C./Kleinpeter, M. (2000), S. 12, Kistowski, J. v. (2001), S. 9.
Zur Beschreibung des Realoptionsansatzes als Risikomanagementinstnunent im Vergleich zu Derivaten und Festpreisverträgen vgl. Triantis, A. J. (2000), S. 64 ff. Zur quantitativen Betrachtung von Real-und Finanzoptionen sind die jeweils mit ihnen verbundenen Kosten sowie die Optionswerte gegenüberzustellen Vgl. hierzu: Triantis, A. J. (2000), S. 70 f.
Vgl. hierzu: beispielsweise Amend, F. (2000), S. 209 ff.
Vgl. Hobbs, B. F./Honious, J. C./Bluestein, J. (1994), S. 167.
Vgl. Pilipovic in einem Interview mit Richter: Richter, R (2000), S. 42 f.
Zur Behandlung nicht gehandelter Basisinstrumente vgl. Abschnitt 4.5.4.2.4 dieser Arbeit.
Vgl. Chao, H.-P./Wilson, R. (1993), S. 233 ff.
Die Bewertung eines Spitzenlastkraftwerkes erfolgt nach demselben Prinzip.
Eine ähnliche Darstellung ist bei Trigeorgis zu finden: Trigeorgis, L. (1996), S. 228.
Für das im folgenden betrachtete Mittellastkraftwerk wäre es realitätsnäher die Lebensdauer des Kraftwerkes in monatliche Zeitscheiben zu zerlegen. Da die Vorgehensweise dann jedoch analog angewendet werden kann, soll die übersichtlicher Darstellung auf Jahresbasis gewählt werden.
Vgl. hierzu Abschnitt 4.5.5.2 der vorliegenden Arbeit und die dort angegebene Literatur.
Durch die Baufortsetzung des Kraftwerks A könnte theoretisch die finanzwirtschaftliche Möglichkeit zur Wiederingangsetzung des Kraftwerks B zerstört werden.
Vgl. hierzu ausführlich Tomaszewski, C. (2000), S. 143 ff., Bockemühl, M. (2001), S. 217 ff.
Vgl. zu dieser Betrachtung sich über mehrere Perioden hinstreckender Investitionen Teisberg Associates and Applied Decision Analysis, Inc. (1990), S. 3–2.
Für das Investitionsvolumen von etwa DM 300 Mio. wird ein GuD-Kraftwerk mit einer Leistung von 300 MW erstellt. Die Baukosten eines GuD-Kraftwerkes belaufen sich typischerweise auf etwa 1000 DM/KW. Vgl. hierzu: Deutsche Bank Research (1999), S. 3.
Realiter gehen nicht nur unsichere Stromabsatz-und Brennstoffpreise, sondern auch die vom Stromimport ausländischer Erzeuger hervorgerufene Mengenunsicherheit, die sich verändernden regulatorischen Rahmenbedingungen (Ausstieg aus der Kernenergie, Einführung einer CO2-Steuer, Steuerbefreiung von GuDKraftwerken etc.) sowie die technologische Entwicklung bezüglich regenerativer und dezentraler Energieerzeugung in die Unsicherheit ein.
Geringe Liquidität des Marktes für unvollendete Gaskraftwerke.
Unter den Erlösen aus Arbeitsverkauf sind die marktpreisabhängigen Umsätze aus dem Stromverkauf pro Kilowattstunde zu verstehen. Erlöse aus Leistungsverkauf entstehen hingegen aus Verträgen, die den Stromversorger zur kontinuierlichen Bereitstellung einer bestimmten Leistung verpflichten und ihm dafür einen mengenunabhängigen Pauschalerlös einbringen.
Mehrere befragte EVU’s bestätigen die parallele Betrachtung der Volatilität des Strom-und des Brennstoffpreises bei Kraftwerksbewertungen und operativen Entscheidungen.
Strompreise können an den europäischen Strombörsen Nordpool, EEX, LPX und APX abgelesen werden, die Kursverläufe in € pro MWh zur Verfiigung stellen. Gaspreise müssen beispielsweise an der Londoner Börse (IPE) abgelesen werden.
Die Energie von Gas wird an der Londoner Börse in der sogenannten Einheit „Therm“ gemessen. Ein „Therm” entspricht 29,308 kWh. Anzusetzende Wirkungsgrade sind von der verwendeten Primärenergie und dem Alter der Kraftwerksanlagen abhängig. Ffir moderne Gaskraftwerke kann ein Wirkungsgrad von etwa e=50% angenommen werden. (Quelle: BCG-Analyse)
Ein ähnlicher Ansatz ist zu finden bei: Strauss, T. (1999), S. 77 ff.
Zur Realoptionsbewertung bei unsicheren rechtlichen Rahmenbedingungen vgl. Teisberg, E. 0. (1993), S. 591 f.
Betrachtung der Börsenkurse der Unternehmen E.ON, RWE (integrierte Versorger), PowerGen und International Power (reine Erzeuger) für den Zeitraum Januar 2000 bis Juli 2001: Als Volatilitäten erhält man für RWE 30,4%, für EON (Veba) 32,2%, fir PowerGen 39,2% und für International Power 40,4%. Vgl. hierzu auch Anhang J.
Die Annahme einer Volatilität zwischen 10% und 40% ist bezogen auf energiewirtschaftliche Realoptionsbewertungen im Schrifttum an mehreren Stellen zu finden: Teisberg Associates and Applied Decision Analysis, Inc. (1990), S. 4–9, Amend, F. (2000), S. 228, Amend, F. (2001), S. 171, der für Gaskraftwerke, die zur Produktion von Grund-und Mittellaststrom eingesetzt werden, eine Volatilität von 30% annimmt.
Zur Put-Call-Parität vgl. Abschnitt 4.5.3.1 dieser Arbeit.
Vgl. zur Wechseloption Abschnitt 4.5.5.6 dieser Arbeit.
Sollten bei Betriebszustandswechsel anfallende Wechselkosten oder Switching Costs berücksichtigt werden, müßte das in Abschnitt 4.5.5.6 vorgestellte Verfahren zur Anwendung kommen, das bei jeder Wechselentscheidung die Berücksichtigung aller künftigen potentiellen Zustandswechsel mit in die Bewertung einbezieht.
Unter der Annahme eines Wiener Prozesses ohne Drift mit dem Ausgangswert So ist der Erwartungswert aufgrund der damit einhergehenden Log-Normalverteilung des Wertes des Basisinstrumentes in Abhängig-keit der Volatilität zu bestimmen
Vgl. hierzu Abschnitt 3.2.6 dieser Arbeit und die dort angegebene Literatur.
Vgl. Kässer, W./Oestreicher, W./Schröder, A. (2000), S. 495 ff., Börsig, C. (2000), S. 167 ff., die die in den Unternehmen VEW und RWE. eingeführten wertorientierten Steuerungssysteme beschreiben. Vgl. auch Hochheuser, K. (1998), S. 12, der die Bedeutung des wertorientierten Controlling in der Energiewirtschaft erläutert.
In der tabellarischen Darstellung der Ermittlung der Bruttoinvestitionsbasis (Tabelle 7–4) sind die langfristigen Rückstellungen nicht explizit enthalten, da es sich hierbei um eine aktivseitige Betrachtung handelt, in die lediglich passivseitige Abzugsposten wie etwa die zu den unverzinslichen Verbindlichkeiten gehörenden kurzfristigen Rückstellungen einfließen.
Adjustierungen sind erforderlich, wenn der Aufbau von Flexibilitätspotentialen zu einer Schmälenmg des Brutto-Cash-Flow führt, die entrichteten Realoptionsprärnien allerdings als Investition zu betrachten und daher der Kapitalbasis zuzuschlagen sind.
Dieser Effekt tritt nicht ein, wenn der Wert im Bau befindlicher Anlagen nicht in der Kapitalbasis berücksichtigt wird. Sofern der durch die in den ersten Bauabschnitten getätigten Investitionen erschlossene Real-optionswert allerdings in einer integrierten Kennzahl Niederschlag findet, darf eine Bereinigung um Anlagen im Bau nicht erfolgen.
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Damisch, P.N. (2002). Anwendungsbeispiel aus der Energiewirtschaft. In: Wertorientiertes Flexibilitätsmanagement durch den Realoptionsansatz. Deutscher Universitätsverlag, Wiesbaden. https://doi.org/10.1007/978-3-663-11840-4_7
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