Auszug
Im ersten Abschnitt von Kapitel II werden zunächst wichtige Begriffe abgegrenzt. Anschließend werden die Wertschöpfungsketten der Strom- und Gasversorgung kurz vorgestellt und darauf aufbauend die Veränderungen des regulatorischen Rahmens in den 1980er und 1990er Jahren in Nordamerika und Europa skizziert. In Kapitel II.4 wird die große empirische Bedeutung von Übernahmen für die Entwicklung der nordamerikanischen und europäischen Energieversorgung aufgezeigt. Das Kapitel II.5 stellt den Stand der Forschung zu den Auswirkungen von Übernahmen durch Energieversorger vor.
This is a preview of subscription content, log in via an institution to check access.
Access this chapter
Tax calculation will be finalised at checkout
Purchases are for personal use only
Preview
Unable to display preview. Download preview PDF.
Literatur
Vgl. für eine ausführliche Darstellung der Begriffsverwendung im deutschen Sprachraum Beitel (2002), S. 9.
Eckardt (1999), S. 20. Ähnlich auch Gerpott (1993), S. 22.
Vgl. Achleitner (1999),S.22.
Vgl. Weston (1963), Federal Trade Commission (1969), Gitman (2000), Kapitel 19.
Gabler (1994), S. 960.
§2 Abs. 4 EnWG.
§2 Abs. 1 EnWG.
Vgl. Brunekreeft (2004), S. 288ff.; Drasdo et al. (1998), S. 31 ff.
Vgl. Energy Information Administration (2001).
Vgl. Bergius (2004), S. 16.
Vgl. Energy Information Administration (2001), S. 13.
Die zentrale Aufgabe der Systemsteuerung ist das Aufrechterhalten des stromwirtschaftlichen Gleichgewichts, z.B. durch Ausgleich von Stromüberschüssen und Angebotsengpässen. Unter Netzdienstleistungen versteht man Leistungen des Netzbetreibers, die dazu dienen, die Qualitätseigenschaften des transportierten Stromes sicher zu stellen. Zu den Netzdienstleistungen gehören etwa die Frequenz-und Spannungshaltung sowie das Vorhalten von Schnellstartreserven. Vgl. Drasdo et al. (1998), S. 260ff.
Vgl. Energy Information Administration (2001), S. 14.
Vgl. Anhang I für eine Darstellung der nordamerikanischen und europäischen Stromnetze.
Vgl. National Energy Board (2001), S. 4 f.
Vgl. Energy Information Administration (2001), S. 15.
Vgl. Energy Information Administration (2001), S. 15.
Vgl. Fried (2003), S.b03.
Vgl. Flauger (2003a), S. 12.
Vgl. Consline (2002), S. 31 f.
Vgl. Europäische Kommission (2003), S. 11.
Vgl. Drasdo et al. (1998), S. 42ff; MacAvoy (2000), S. 3ff.
Vgl. Seeliger (2004), S. 4.
Vgl. Drasdo et al. (1998), S. 119.
Eine „LNG-Kette“ umfasst die folgenden technischen Einrichtungen: Das Erdgas wird zunächst unter Überdruck abgekühlt. Dadurch wird das Volumen auf ein 1/600 reduziert. Das Flüssiggas wird in wärmegedämmten Speichem zwischengelagert und anschlieβend mit speziellen Tankschiffen transportiert.
Vgl. Hensing et al. (1998), S. 80; Drasdo et al. (1998), S. 271ff.
Vgl. Drasdo et al. (1998), S. 275ff.
Vgl. EEX (2004).
Vgl. Europäische Kommission (2003), S. 11; eigene Berechnung.
Vgl. Energy Information Administration (2001), S. 5; National Energy Board (2001), S. 8.
Die zuständige Regulierungsbehörde muss für diese Art der Preisregelung zunächst die Kostenstruktur der jeweiligen Unternehmen prüfen und nicht als für die Leistungserstellung erforderlich erachtete Kostenelemente eliminieren. Anschließend ist eine „angemessene“ Rendite zu definieren. Die Preise und ihre Struktur werden anschließend so festgesetzt, dass die resultierenden Erlöse die Kosten decken und eine angemessene Rendite garantieren. Vgl. Berg und Tschirhart (1988), S. 298.
Vgl. Energy Information Administration (1985), S. 3.
Bis zum Jahr 1941 stieg der Anteil staatlicher Stromversorger auf 12%. Vgl. Edison Electric Institute (1970), S. 2.
Nach PURPA konnten sich die Unternehmen für den Marktzugang qualifizieren, die Strom aus Kraft-Wärme-Kopplung und erneuerbaren Energien wie Wind, Solar oder Abfall produzierten. Vgl. Energy Information Administration (2001), S. 32.
Vgl. Energy Information Administration (2001), Kapitel 6.
Vgl. Borenstein (2002).
Nach den Richtlinien der FTC gelten Märkte mit HHI-Werten von über 1800 als „hoch konzentriert“. Vgl. Department of Energy (2000), S. l.
Vgl. National Energy Board (2003), S.2 ff.
Vgl. National Energy Board (2001), S. 59.
Durchschnittlich betrug der Anteil der Exporte an der kanadischen Stromerzeugung für den Zeitraum von 1997–2001 knapp 10%. Für einzelne Provinzen lag der Anteil deutlich darüber. Manitoba exportierte sogar knapp 30% der erzeugten Elektrizität. Vgl. National Energy Board (2003), S. 9.
Vgl. Lee (2004), S. 239f.
Im Rahmen einer Preisobergrenzenregulierung („price-cap“-Regelung) setzt die Regulierungsbehörde eine Preisobergrenze fest. Die Anpassung der Preisobergrenze im Zeitverlauf richtet sich nicht bzw. nicht ausschließlich an der Kostenentwicklung des regulierten Unternehmens. Vgl. Fritsch et al. (2001), S. 239.
Vgl. Lee (2004); MacAvoy (2000), S. 79ff.
Vgl. Energy Information Administration (2003c).
Die Höhe der maximalen Durchleitungsgebühren wurde zunächst nach dem „rate-of-retum“-Verfahren festgelegt.
Vgl. National Energy Board (1996), S. 21.
Vgl. National Energy Board (2002), S. 7.
Vgl. National Energy Board (1996), S. 29.
Vgl. National Energy Board (2002), S. 4.
Vgl. für eine Analyse der Deregulierung in Großbritannien Domah und Pollitt (2000), Helm (1994), Newberry und Pollitt (1997), Vickers und Yarrow (1991).
Vgl. Richtlinie 96/92/EG des Europäischen Parlaments und Rates vom 19. Dezember 1996, Amtsblatt der EG, Nr. L027, 30.01.1997.
Vgl. Handelsblatt (1988), S. 19.
Vgl. Europäische Kommission (2004), S. 3.
Vgl. Schuppe und Nolden (1999), S. 1.
Die erste Fassung dieser Vereinbarung datiert vom 22. Mai 1998. In den nachfolgenden Jahren wurden weiterentwickelte Vereinbarungen getroffen. Zusätzlich wurde in §19 Abs.4 Nr. 4 des novellierten Gesetzes gegen Wettbewerbsbeschränkungen für alle Arten von Netzbetreibern festgelegt, dass Missbrauch durch ein marktbeherrschendes Unternehmen vorliegt, wenn dieses Unternehmen einem anderen Unternehmen den Zugang zu den eigenen Netzen gegen angemessenes Entgelt verweigert. Vgl. Schuppe und Nolden (1999), S. 5; Brunekreeft (2004), S. 290f.; Spauschus (2004); Köster (2004).
Vgl. Europäische Kommission (2004), S. 21.
Vgl. Focus (2000), S. 30.
Vgl. Richtlinie 98/30/EG des Europäischen Parlaments und Rates vom 22. Juni 1998, Amtsblatt der EG, Nr. L 204, 21.07.1998.
Vgl. Schuppe und Nolden (1999), S. 2ff.
Vgl. Europäische Kommission (2004), S. 40.
Vgl. beispielsweise Herden und Mueller (2004).
Unter einer „Privatisierung“ wird hier eine Übemahme verstanden, bei der der Verkäufer des Unternehmens bzw. eines Teils des Zieluntemehmens eine öffentlich-rechtliche Einrichtung ist.
Bei 1,1% der betrachteten Ubemahmen handelte es sich um „Staat-Staat-Merger“, d.h. ein öffentlichrechtlicher Energieversorger beteiligt sich an einem anderen öffentlich-rechtlichen Untemehmen.
Vgl. beispielsweise Kennedy (1997) oder zu den Auswirkungen von Privatisierungen Plane (1999), Emmons (1997), Côte (1989), Newberry und Pollitt (1997);Yarrow (1994).
Vgl. MacKinlay (1997), S. 13.
Vgl. Bradley et al. (1988); Berry (2000).
Index Des Center for Research in Security Prices (CRSP), Chicago.
Neben Untemehmensübemahmen besteht das Sample auch aus dem Erwerb von Assets. Deswegen ist das Sample mit insgesamt 72 Transaktionen relativ groβ.
Vgl. McWilliams und Siegel (1997), S. 634 f.
Vgl. McWilliams und Siegel (1997), S. 636 ff.; Brown und Warner (1985), S. 15; Vgl. zur Analyse der Kursreaktionen für die Periode unmittelbar vor einer Übernahmeankündigung, dem sogenannten „markup pricing“, auch Schwert (1996), S. 159.
Vgl. MacKinlay (1997), S. 18.
Vgl. Bartunek et al. (1993).
Vgl. Berry (2000).
Vgl. Andrade et al. (2001), S. 111.
Die Angaben beziehen sich auf den Betrachtungszeitraum von 1 Tag vor bis 1 Tag nach der Übemahmeankündigung.
Nach Brainard und Tobin (1968) und Tobin (1969) wird das Maß Q als der Marktwert der finanziellen Ansprüche der Stakeholder dividiert durch die Wiederbeschaffimgskosten der Vermögenswerte definiert. Die Wiederbeschaffungskosten werden in diesem Zusammenhang als Approximation für den Wert der Vermögensgegenstände bei alternativer Nutzung verwendet. Wenn das eingesetzte Vermögen nicht mindestens einen Marktwert erzielt, der den Wiederbeschaffungskosten entspricht, dann wäre ein alternativer Einsatz effizienter. 1st Tobin’s Q für ein Unternehmen größer eins, wird davon ausgegangen, dass es seine Ressourcen effektiv einsetzt. Vgl. Lewellen und Badrinath (1997), S. 78.
Die Cash-Flow-Rentabilität ist definiert als der Cash-flow dividiert durch den Marktwert des Eigenkapitals zuzüglich des Buchwerts von Verbindlichkeiten und Vorzugsaktien. Der Cash-flow wird dabei berechnet als Umsatz, abzüglich „Costs of Goods sold“ und administrative Kosten, zuzüglich Abschreibungen und Goodwill-Aufwendungen. Vgl. Healy et al. (1992).
Vgl. Healy et al. (1992); Burns et al. (1998).
Healy et al. (1992), S. 164.
Vgl. Rhoades (1994), S.6.
Vgl. für einen Überblick Fama und French (1996).
Vgl. Ball und Brown (1968), Fama et al. (1969).
Vgl. etwa Boehmer et al. (1991), Brockett et al. (1999).
Vgl. Rhoades (1994), S. 8.
Vgl. Healy et al. (1992), S. 136.
Vgl. Rhoades (1994), S. 8.
Rights and permissions
Copyright information
© 2006 Deutscher Universitäts-Verlag/GWV Fachverlage GmbH, Wiesbaden
About this chapter
Cite this chapter
(2006). Transformation der Märkte für Energieversorgung und Übernahmeaktivitäten in Nordamerika und Europa. In: Unternehmens- zusammenschlüsse in der Energieversorgung. DUV. https://doi.org/10.1007/978-3-8350-9009-5_2
Download citation
DOI: https://doi.org/10.1007/978-3-8350-9009-5_2
Publisher Name: DUV
Print ISBN: 978-3-8350-0043-8
Online ISBN: 978-3-8350-9009-5
eBook Packages: Business and Economics (German Language)