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Sven Beyer, Günther Keller, 18.5 Bewertung von Kraftwerken in:

Jochen Drukarczyk, Dietmar Ernst (Ed.)

Branchenorientierte Unternehmensbewertung, page 442 - 453

3. Edition 2010, ISBN print: 978-3-8006-3654-9, ISBN online: 978-3-8006-4464-3, https://doi.org/10.15358/9783800644643_442

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18 Bewertung von Energieversorgungsunternehmen 431 abgeleitet werden. Ursache hierfür sind insbesondere der Umfang getätigter Instandhaltungsmaßnahmen, die nicht separat aktiviert wurden. Eine weitere Schwierigkeit besteht in den erheblichen Schätzunsicherheiten bezüglich der zu Grunde liegenden Preisindizes (BNA-Indizes, Wibera-Indizes, aktuelle Wiederbeschaffungspreise) für die Bestimmung der Tagesneuwerte der einzelnen Anlagengruppen. Insbesondere durch die Inflationierung älterer Anlagen über lange Zeiträume können sich Schätzfehler vervielfachen. Schließlich ist zu beachten, dass der Sachzeitwert auf einer vergangenheitsorientierten Betrachtung fußt. Damit ist gemeint, dass ein über Jahrzehnte organisch gewachsenes Strom- oder Gasnetz aus technischen und wirtschaftlichen Gründen nicht identisch rekonstruiert werden würde (Freileitungen versus Verkabelung, optimierte Netzkonfiguration, Auswahl Materialien, etc.), d.h. eine Schätzung der Bruttorekonstruktionskosten auf Basis des vorhandenen Anlagenbestands ist auch insofern problematisch. Wechselwirkung zwischen Ertragswert und Sachzeitwert Aufgrund der Knüpfung der beiden Netzentgeltbestandteile kalkulatorische Abschreibungen und kalkulatorische Eigenkapitalverzinsung an die Anlagenbasis besteht eine wichtige Interdependenz zwischen dem Ertrags- und Sachzeitwert von Netzen. So fließen die Tagesneuwerte neben den historischen Anschaffungs- und Herstellungskosten in die Berechnung des kalkulatorischen Restwertes des Sachanlagevermögens ein. Der Restwert ist im Rahmen der Netzentgeltkalkulation gemäß StromNEV und GasNEV maßgeblich für die Bestimmung der Höhe der kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung sowie der kalkulatorischen Abschreibungen. Die Höhe der Erlöse eines Netzbetreibers ist somit direkt durch die Höhe der aktuellen Wiederbeschaffungswerte beeinflusst. 18.5 Bewertung von Kraftwerken 18.5.1 Kraftwerke als Bewertungsobjekte Kraftwerkstypen Kraftwerke zur Erzeugung von Elektrizität lassen sich prinzipiell in Wärmekraftwerke, Wind- und Wasserkraftwerke sowie Photovoltaikanlagen unterscheiden. Wärmekraftwerke wandeln die vorwiegend in nicht-erneuerbaren Brennstoffen enthaltene chemische Energie zunächst in thermische Energie (Wärmeenergie), anschließend in kinetische Energie (Bewegungsenergie) und zuletzt in elektrische Energie (Strom) um. Die meisten Wärmekraftwerke erzeugen die benötigte Wärme, indem sie fossile Brennstoffe54 verbrennen (konventionelle Wärmekraftwerke) oder wie in Kernkraftwerken die Abwärme von nuklearen Prozessen nutzen.55 Die Wärmeenergie wird zumeist zunächst in Wasserdampf überführt um mittels einer Dampfturbine Bewegungsenergie zu erzeugen.56 Die Bewegungsenergie wird abschließend durch einen an die Turbine angekuppelten Generator in elektrische Energie umgewandelt. Wasser- und Windkraftwerke unterscheiden sich von Wärmekraftwerken dadurch, dass die Bewegungsenergie nicht aus der Umwandlung von Wärmeenergie sondern direkt aus der kinetischen 54 Alternativ zu fossilen Brennstoffen werden zur Verbrennung auch bioenergene Energieträger eingesetzt. 55 Wärme kann außer aus einer Verbrennung auch aus natürlichen Wärmequellen wie Erdwärme, Meereswärme und Sonnenstrahlung gewonnen werden. 56 Abweichend wird bei Gasturbinen die durch die Verbrennung erzeugte Wärmeenergie ohne die Überführung in Wasserdampf in Bewegungsenergie umgewandelt. Bei sog. Gas- und Dampf-Kraftwerken (GuD-Kraftwerke) wird das Prinzip eines Gasturbinenkraftwerks mit dem eines Dampfkraftwerks kombiniert. Die Abwärme aus der Gasturbine wird genutzt um mittels eines Kessels Dampf zu erzeugen und eine Dampfturbine anzutreiben. Diese Kraftwerke weisen den höchsten Wirkungsgrad (Effizienz) unter den konventionellen Wärmekraftwerken auf. GuD-Kraftwerke sind nicht mit Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK-Anlagen) zu verwechseln. Bei KWK-Anlagen wird die Abwärme nicht zum Antrieb einer weiteren Turbine verwendet sondern in ein Fernwärmenetz eingespeist, um sie als Heiz- bzw. Prozesswärme nutzen zu können. Sven Beyer und Günther Keller432 Energie des Wassers bzw. des Windes gewonnen wird. Bei Wasserkraftwerken wird z.B. Flusswasser durch eine Wasserturbine geleitet, um einen Generator anzutreiben. Bei Windkraftanlagen versetzt der Wind über Rotorblätter einen Rotor in Bewegung, der wiederum mit einem Generator verbunden ist. Photovoltaikanlagen wandeln mittels Solarzellen die im Sonnenlicht enthaltene Strahlungsenergie direkt in elektrische Energie um. In Deutschland bestanden die Stromerzeugungskapazitäten (gemessen in Watt) zum Ende des Jahres 2007 zu ca. 88 % aus Wärmekraftwerken. Die Anteile von Wind- und Wasserkraftanlagen betrugen ca. 6,5 % respektive 4,5 %. Auf Photovoltaikanlagen entfielen weniger als 1 % der Gesamtkapazität.57 Besonderheiten des Strommarkts aus Sicht der Kraftwerksbewertung Eine Besonderheit des Strommarktes ist, dass Strom bislang kaum effizient lagerbar ist. Stromerzeugung und -verbrauch müssen daher zu jedem Zeitpunkt in Ausgleich gebracht werden, da es andernfalls zu Stromausfällen kommen kann. Erschwert wird die Stromerzeugung dadurch, dass der Stromverbrauch im Zeitablauf Schwankungen unterliegt und diese Schwankungen zumeist nicht vollständig vorhergesagt werden können. Betrachtet man beispielsweise den Strombedarf einer Industrienation während eines Tages, so stellt sich typischerweise folgender in Abb. 18-26 dargestellter Verlauf ein, der als Tageslastkurve bezeichnet wird. Als Grundlast wird der Stromverbrauch klassifiziert, der während eines Tages in einem Stromnetz nicht unterschritten wird. Die normalen über die Grundlast hinausgehenden Schwankungen werden als Mittellast bezeichnet. Sehr kurze Spitzen des Stromverbrauchs werden als Spitzenlast eingestuft. Einflussfaktoren auf den Stromverbrauch im Tagesverlauf sind z.B. Gewohnheiten bzgl. der Nahrungsmittelzubereitung, Nutzung von elektrischem Licht und Unterhaltungselektronik sowie Produktionsabläufe in der Industrie. Der Energiebedarf ist aber nicht nur abhängig von der Tageszeit, 57 Vgl. Energiestatistik des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie. Quelle: Wikipedia Abb. 18-25: Funktionsweise eines Wärmekraftwerks am Beispiel eines Kohlekraftwerks 18 Bewertung von Energieversorgungsunternehmen 433 sondern auch beispielsweise vom Wochentag (Werktag/Wochenende), von Ferienzeiten, Jahreszeiten, Außentemperaturen, Schlechtwetter und konjunkturellen Entwicklungen. Aufgrund des schwankenden Strombedarfs ist es aus technischer und volkswirtschaftlicher Sicht für ein Land oder eine Region sinnvoll, einen Kraftwerkspark mit unterschiedlich flexiblen Kraftwerken vorzuhalten. Unterscheiden lassen sich Grund-, Mittel- und Spitzenlastkraftwerke. Die Einstufung eines Kraftwerks ist für seine Bewertung bedeutsam, da sie maßgeblich die Stromerzeugungsmenge und den durchschnittlich erzielbaren Strompreis determiniert. Grundlastkraftwerke weisen die niedrigsten spezifischen Erzeugungskosten auf. Anforderungen hinsichtlich einer schnellen Regelbarkeit werden an diese Kraftwerke nicht gestellt. In Deutschland werden insbesondere Laufwasserkraftwerke, Kernkraftwerke und Braunkohlekraftwerke als Grundlastkraftwerk eingesetzt. Mittellastkraftwerke lassen sich mit einer gewissen Trägheit besser als Grundlastkraftwerke über einen weiten Leistungsbereich regeln. Sie variieren ihre Leistung zumeist entsprechend der Tageslastkurve nach einem vorher festgelegten Fahrplan. Technisch betrachtet können sämtliche Wärmekraftwerke mit Ausnahme von Kernkraftwerken in Mittellast betrieben werden. In Deutschland werden zur Zeit insbesondere Steinkohlekraftwerke als Mittellastkraftwerke eingesetzt, da sie höhere variable Erzeugungskosten als die oben genannten Grundlastkraftwerke aufweisen. Verbrauchsspitzen und unvorhergesehene Schwankungen des Stromverbrauchs (z.B. bei Ausfällen anderer Kraftwerke) werden von Spitzenlastkraftwerken gedeckt. Diese werden meist nur wenige Stunden pro Tag eingesetzt und können sehr kurzfristig angefahren werden. Als Spitzenlastkraftwerke werden vor allem Gaskraftwerke, Pumpspeicherkraftwerke und z.T. Ölkraftwerke eingesetzt. Sie weisen die höchsten variablen Erzeugungskosten auf. Betrachtet man für Deutschland die Stromerzeugung, differenziert nach Energieträgern so wird insbesondere die hohe Bedeutung von Kern- und Kohlekraftwerken deutlich. In der Zukunft werden sich die Anteile der einzelnen Energieträger z.T. deutlich verändern. Der Anteil der erneuerbaren Energien und von Gas werden sich sehr wahrscheinlich erhöhen, der Anteil der Kernenergie dagegen abnehmen. Quelle: Wikipedia Abb. 18-26: Typischer Verlauf des Stromverbrauchs während eines Tages Sven Beyer und Günther Keller434 18.5.2 Grundstruktur eines DCF-Kalküls für eine Kraftwerksbewertung Zahlungsstrombasierte Barwertkalküle stellen heutzutage für Kraftwerksbewertungen im Rahmen von Kauf- bzw. Verkaufsentscheidungen den Standard dar. Im Regelfall wird man für die Gesamtbewertung eines Kraftwerks auf ein DCF-Modell zurückgreifen. Hierbei werden prognostizierte Cash Flows mit den gewogenen Kapitalkosten sämtlicher Kapitalgeber (Eigen- und Fremdkapitalgeber) auf den Bewertungsstichtag diskontiert. Als Bewertungshorizonte kommen eine begrenzte oder eine unendliche Nutzungsdauer unter Berücksichtigung von Ersatzinvestitionen in Frage. Die folgenden Ausführungen konzentrieren sich auf ausgewählte Besonderheiten der Ableitung von zukünftigen Cash Flows aus einem Kraftwerk im Rahmen einer Fair Value Bewertung, die typischerweise im Rahmen einer Transaktion oder im Zusammenhang mit der Purchase Price Allocation oder Impairment Tests nach IFRS durchgeführt werden (siehe Abb. 18-28). Für die Bestimmung geeigneter Diskontierungszinssätze wird auf die Ausführungen in Kapitel 18.3 verwiesen. Zur Veranschaulichung wird im Folgenden von einem bestehenden konventionellen Wärmekraftwerk (z.B. Kohle- oder Gaskraftwerk) ausgegangen. Die Ausführungen gelten allerdings unter Anpassung auch für andere Kraftwerkstypen. 58 Die Bruttostromerzeugung beinhaltet den Eigenverbrauch der Kraftwerke. Kernenergie 23% Braunkohle 24% Steinkohle 21% Wasserkraft 4% Mineralöl 1% Sonstige 4% Windkraft 6% Biomasse 4% Erdgas 13% Quelle: Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, Statistisches Bundesamt, Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik Abb. 18-27: Bruttostromerzeugung nach Energieträgern – Deutschland 200859 18 Bewertung von Energieversorgungsunternehmen 435 18.5.3 Ableitung der Cash Flows eines Kraftwerks Umsatzerlöse Zur Planung von Umsatzerlösen aus der Stromerzeugung sind erzielbare durchschnittliche Strompreise und absetzbare Strommengen zu prognostizieren. Für eine Fair Value Bewertung eines Kraftwerks kann im ersten Schritt von der Fiktion ausgegangen werden, dass alle erzeugten Netto-Strommengen an einer Strombörse veräußert werden können. Hierdurch können Börsenpreise als Aufsatzpunkt für erzielbare Strompreise verwendet werden.59 Für eine Bewertung eines Kraftwerks mit Standort in Deutschland bietet sich die European Energy Exchange (EEX) als Referenzbörse an.60 An der EEX zustande kommende Preise stellen Großhandelspreise dar.61 In Abhängigkeit vom Bewertungsanlass und vom Bewertungszweck kann zusätzlich ein Abstellen auf Konditionen in vorhandenen Absatz- 59 Alternativ zur Börse werden erzeugte Strommengen von Erzeugungsunternehmen in ganz überwiegendem Maße im Rahmen bilateraler Verträge abgegeben. Der Börsenpreis ist aber auch für diese Fälle zumeist die zentrale Referenzgröße für die Preisbildung. 60 Im Jahr 2008 betrug das Handelsvolumen an der EEX 1.319 TWh und unterteilt sich in physische Lieferungen im Spotmarkt (154 TWh) und gehandelte Kontrakte im Terminmarkt (1.165 TWh), die entweder physisch und in Form eines Barausgleichs erfüllt werden. Für eine Einführung in den Stromhandel an der EEX vgl. EEX (2008). 61 Grundsätzlich wird mit einem Großhandelspreis als Bezugsgröße erreicht, dass Margen aus dem Stromvertrieb (z.B. an Haushaltskunden) nicht in die Bewertung eines Kraftwerks eingehen. Schema Cash Flows – konventionelles Wärmekraftwerk Jahr X Strommenge (MWh) A Durchschnittlicher Strompreis (€/MWh) B Umsatzerlöse (€) C=AxB Brennstoffmenge (t) D Durchschnittlicher Brennstoffpreis (€/t) E Brennstoffkosten F=DxE CO 2 Emissionen (t) G Kostenlos zugeteilte Zertifikate (t) H Zugekaufte Zertifikate (t) I=G-H Durchschnittlicher CO2-Zertifikatepreis (€/t) J CO2 -Kosten gesamt (€) K=IxJ Sonstige operative Kosten (€) L Abschreibungen (€) M Operatives Ergebnis (€) N=C-F-K-L-M Steuern (€) O=txN Gewinn nach Steuern (€) P=N-O Abschreibungen (€) M Investitionen (€) Q Working Capital Veränderungen (€) R Cash Flow (€) S=P+M-Q-R Quelle: KPMG-Analyse Abb. 18-28: Ableitung der Cash Flows für ein konventionelles Wärmekraftwerk Sven Beyer und Günther Keller436 verträgen relevant sein. Die erzeugten Strommengen eines Kraftwerks hängen sowohl von der Netto- Leistung62 als auch von der tatsächlichen Kraftwerkssteuerung ab. Im Folgenden wird zunächst auf die Marktpreisbildung für Strom eingegangen. Anschließend wird dargestellt, wie auf Basis historischer Preisdauerlinien in Kombination mit an der Strombörse beobachtbarer Terminpreise kraftwerksspezifische zukünftige Börsenpreise für eine Kraftwerksbewertung prognostiziert werden können. Diese können im Rahmen eines Bewertungsmodells direkt für die Prognose der Stromerlöse zugrunde gelegt werden oder zu Plausibilisierungszwecken mit den vorgelegten Planungsrechnungen bzw. Prognosedaten aus den Marktmodellen des Unternehmens verglichen werden. Börsenpreis als Referenzgröße Der Preis im Strombörsenhandel (Spotmarkt) ist aufgrund von Arbitragemöglichkeiten von zentraler Bedeutung für die Preise in bilateralen Großhandelsverträgen außerhalb der Strombörse.63 Weder ein Stromkäufer noch ein Stromverkäufer wird einen Preis außerhalb der Strombörse akzeptieren, wenn er glaubt, an der Strombörse zu besseren Konditionen handeln zu können. Folglich ist in einem Wettbewerbsumfeld der Börsenpreis ökonomisch zwangsläufig der maßgebliche Referenzpunkt auch für den Handel außerhalb der Börse, da es sich bei Strom um ein homogenes Gut handelt. Preisbildung im Stromgroßhandel: Das Grenzkraftwerk-Prinzip Das Angebot im Stromgroßhandel und damit der Börsenpreis werden wie in allen wettbewerblich organisierten Märkten durch die Grenzkosten der Erzeugung bestimmt.64 Grenzkosten sind dabei die Kosten, die einem Anbieter entstehen, wenn er eine zusätzliche Einheit Strom produziert. Es besteht deshalb immer dann ein Anreiz in einem bestehenden Kraftwerk Strom zu erzeugen, wenn der Strompreis die variablen Erzeugungskosten übersteigt. In Märkten ohne Marktmacht stellt sich ein Preis in Höhe der Grenzkosten ein. Bei oligopolistischer Wettbewerbsstruktur ist auch ein Preis oberhalb der Grenzkosten möglich. Aber auch bei oligopolistischer Struktur kann davon ausgegangen werden, dass die Grenzkosten den Strompreis wesentlich beeinflussen. Das Verständnis für das sog. Grenzkraftwerk-Prinzip ist somit elementar. Die Grenzkosten in der Stromproduktion werden für Wärmekraftanlagen in Deutschland in Abhängigkeit vom Kraftwerkstyp insbesondere durch Brennstoffpreise für Kohle, Uran oder Gas sowie durch Preise für Emissionsberechtigungen determiniert.65 Laufwasser-, Kern- und Braunkohlekraftwerke weisen die niedrigsten Grenzkosten auf gefolgt von Steinkohlekraftwerken sowie Gas- und Ölkraftwerken. Aus der heterogenen Kostenstruktur eines Kraftwerksparks ergibt sich typischerweise eine Angebotskurve (Grenzkostenkurve) im Strommarkt, die im Grundlastbereich flach verläuft und mit An näherung an die Kapazitätsgrenze immer steiler ansteigt. Die höheren Grenzkosten der Mittelund Spitzenlastkraftwerke machen einen höheren Preis erforderlich, andernfalls wären Betreiber nicht bereit weiteren Strom anzubieten. Die Grenzkosten des letzten erforderlichen Kraftwerks zur Deckung des Strombedarfs bestimmen maßgeblich den Marktpreis an einer Strombörse. Dieser Preis gilt unabhängig vom Kraftwerkstyp für alle produzierenden Kraftwerke in der betrachteten Angebotsperiode. 62 Ein Kraftwerk verfügt über eine installierte Bruttokapazität (in Megawatt), die die maximale Stromerzeugungsmenge determiniert. Im Rahmen der Stromerzeugung werden Aggregate benötigt, die ihrerseits Strom verbrauchen. Durch den Eigenverbrauch reduziert sich die Bruttostromerzeugung zur Nettostromerzeugung, die für den Absatz zur Verfügung steht. Die maximal für den Absatz bereitstehende Strommenge wird somit durch die Netto-Leistung festgelegt. 63 Vgl. Ockenfels, A./Grimm, V./Zoettl, G. (2008), S. 4. 64 Vgl. Ockenfels, A./Grimm, V./Zoettl, G. (2008), S. 71 f. 65 Weitere variable Herstellungskosten sind laufende Instandhaltungskosten und Kosten für das Hochfahren eines Kraftwerks. 18 Bewertung von Energieversorgungsunternehmen 437 Für den deutschen Strommarkt wird in Abb. 18-29 auf Basis der Einsatzreihenfolge (engl. merit order) der unterschiedlichen Kraftwerkstypen eine Stromangebotskurve skizziert.66 Dabei ist zu beachten, dass es sich hierbei um eine vereinfachte idealtypische Darstellung handelt.67 An der Strombörse EEX spiegelt sich die Stromangebotskurve in den jeweils am Vortag abgegebenen stündlichen Preis-Mengen-Geboten der Stromanbieter für den folgenden Tag wider.68 Die Kraftwerke erhalten beginnend mit dem niedrigsten Preis von der Börse einen Zuschlag bis die prognostizierte Nachfrage gedeckt ist. Das letzte Gebot, das noch einen Zuschlag erhält, bestimmt den Strompreis, der dann für alle zustande gekommenen Lieferverträge für eine bestimmte Stunde bezahlt wird. Aus der Darstellung in Abb. 18-29 wird deutlich, warum sich an der Strombörse typischerweise im Zeitablauf stark schwankende Strompreise ergeben. Abb. 18-30 zeigt exemplarisch Stundenpreise wie sie sich für einen Tag an der EEX eingestellt haben. 66 Aufgrund von Durchleitungskapazitäten wird das Angebot auf dem deutschen Markt auch durch Kraftwerke im benachbarten Ausland beeinflusst, insbesondere aus Frankreich, Polen und der Tschechischen Republik. Vgl. Bundesnetzagentur (2008c), S. 11. 67 In der Realität verläuft die Kurve eher stufenförmig. Zudem sind die einzelnen Kraftwerkstypen aufgrund unterschiedlicher Entwicklungsstufen nicht zwangsläufig eindeutig aufzureihen wie dargestellt. So weisen neuere Steinkohlekraftwerke z.B. aufgrund höherer Effizienz und damit auch niedrigerem CO2-Ausstoß teilweise niedrigere Grenzkosten auf als alte Braunkohlekraftwerke. Die Grenzkosten neuerer Braunkohlekraftwerke liegen dagegen in der Regel weiterhin unterhalb derer sämtlicher Steinkohlekraftwerke. 68 Es handelt sich hier um den sog. Day-ahead-Markt (Spotmarkt) der EEX. Laufwasserkraftwerke Steinkohlekraftwerke Grenzkraftwerke Gaskraftwerke Ölkraftwerke P1 P2 Strombedarf während einer Stunde in der Mittellast Strompreis installierte Netto-Kapazität Kernkraftwerke Spanne der Stromnachfrage Strombedarf während einer Stunde in der Grundlast Braunkohlekraftwerke Quelle: KPMG-Analyse Abb. 18-29: Beispielhafte Stromangebotskurve für den deutschen Strommarkt Sven Beyer und Günther Keller438 Preisdauerlinie Für eine Kraftwerksbewertung auf Basis jährlicher Cash Flows ist die Strompreisbetrachtung auf ganze Jahre auszudehnen und in die Zukunft zu richten. Einen möglichen Aufsatzpunkt können hierzu historische Preisdauerlinien bilden. Eine historische Preisdauerlinie beinhaltet hierbei historische Stundenstrompreise für ein Kalenderjahr, die in absteigender Reihenfolge gemäß Abb. 18-31 in einem Diagramm abgetragen werden.70 Bildet man zusätzlich den Durchschnitt aus sämtlichen Stundenpreisen, so erhält man den Grundlastpreis (auch Baseloadpreis genannt) für das Jahr. Dieser Preis sagt aus, wie viel für eine Megawattstunde im Durchschnitt im betrachteten Jahr bezahlt werden musste, wenn eine konstante Strommenge über das gesamt Jahr, d.h. über 8.760 Stunden, bezogen wurde. Der Baseloadpreis wird in der weiteren Betrachtung als Referenzpreis benötigt. Geht man für die Zukunft von einem ähnlichen Verlauf der Preisdauerlinie wie in der Vergangenheit aus, so lässt sich mittels an der Strombörse beobachtbarer Terminbaseloadpreise für ein Jahr die historische Preisdauerlinie fortschreiben, indem man den Terminpreis ins Verhältnis zu dem zuvor berechneten Referenzpreis setzt und die sich ergebende Veränderungsrate auf sämtliche historischen Stundenpreise anwendet.71 Die Verwendung historischer Preisdaten für Prognosezwecke unterliegt hierbei den gleichen Einschränkungen hinsichtlich der 69 Die in der Grafik eingezeichneten Geraden geben den Preis für einen Baseloadkontrakt (24 Stunden) bzw. einen Peakloadkontrakt (9–20 Uhr) wieder. Die Preise dieser Kontrakte ergeben sich jeweils aus dem Durchschnitt der jeweils relevanten Stundenkontrakte. 70 Für ein Jahr mit 365 Tagen handelt es sich somit um 8.760 Preise (= 24 x 365). 71 An der EEX lassen sich Preise für sog. Phelix Baseload Year Futures für mehrere Jahre beobachten. Aktuell existieren bereits geschlossene Phelix Baseload Year Futures für das Jahr 2015, allerdings ist ein liquider Handel z.Z. nur für Kontrakte bis maximal einschließlich 2012 zu beobachten. Ein belastbarer Preishorizont beträgt somit ungefähr drei bis vier Jahre. Für anschließende Jahre sind Prämissen für die Baseloadstrompreisentwicklung unter Verwendung aller zur Verfügung stehender Informationen zu setzen. Quelle: European Energy Exchange AG (EEX) (2009)69 Abb. 18-30: Preise und Handelsvolumina am Day-ahead Markt der EEX (Phelix) am 23. April 2009 18 Bewertung von Energieversorgungsunternehmen 439 Übertragbarkeit der Daten auf zukünftige Entwicklungen wie dies im Rahmen der Bewertung an vielen Stellen anzutreffen ist. Insofern ist die Verwendung der Daten für Prognosezwecke zu hinterfragen. Bei erwarteten erheblichen Veränderungen in der Zusammensetzung des für die Strompreisbildung relevanten Kraftwerksparks sowie der Veränderung weiterer Einflussfaktoren der Stromerzeugung kann die Annahme eines gleichbleibenden Verlaufs der Preisdauerlinie kritisch sein. Prognose des durchschnittlichen Strompreises und der Strommenge Um aufbauend auf prognostizierten Preisdauerlinien durchschnittliche Jahresstrompreise und jährliche Erzeugungsmengen für ein Kraftwerk bestimmen zu können, sind variable Erzeugungskosten pro MWh zu schätzen. Diese werden im Wesentlichen durch Brennstoffpreise, Preise für CO2-Emissionszertifikate und die kraftwerksspezifische Effizienz (sog. Wirkungsgrad72) bestimmt. Konsistent zu den verwendeten Strom-Futurepreisen sind zeitlich vergleichbare Futurepreise für Brennstoffe und CO2-Emissionszertifikate zu verwenden.73 Bis einschließlich 2012 erhalten Kraftwerksbetreiber einen Großteil der benötigten CO2-Emissionszertifikate noch gratis zugeteilt. In diesem Zusammenhang ist über eine Berücksichtigung der Opportunitätskosten dieser Zertifikate bei der Grenzkostenermittlung zu entscheiden.74 Zeichnet man eine Gerade für die variablen Erzeugungskosten pro MWh in das Diagramm mit der Preisdauerlinie ein, so lässt sich durch den Schnittpunkt der beiden Linien feststellen, in wie vielen Stunden eine Erzeugung einen positiven Deckungsbeitrag ergeben würde. Bildet man den Durchschnitt aus den Preisen dieser Stunden, so erhält man den nach dem Modell durchschnittlich erzielbaren Strompreis, der gegebenenfalls an die Konditionen der tatsächlichen Abnehmer anzupassen ist. 72 Der Wirkungsgrad eines Kraftwerkes gibt an, in welchem Maße die darin eingesetzte Primärenergie als Nutzenergie verfügbar gemacht wird. 73 Auf Brennstoffkosten und Zertifikatekosten wird weiter unten noch detaillierter eingegangen. 74 Vgl. zur Diskussion bspw. Deutscher Bundestag, Drucksache 16/10715 vom 28.10.2008. Stunden historische Preisdauerlinie 8.760 historischer Jahresbaseloadpreis BPH BPF BPF /BPH Strompreis [€/MWh] geschätzte Preisdauerlinie Future- Jahresbaseloadpreis Veränderungsrate Quelle: KPMG-Analyse Abb. 18-31: Preisdauerlinien Sven Beyer und Günther Keller440 Für die Planung der zukünftigen Strommengen pro Planjahr ist die oben ermittelte Stundenzahl noch um geplante und ungeplante Ausfallzeiten des Kraftwerks aufgrund von Revisionen und ungeplanten Reparaturen zu adjustieren. Informationen über Ausfallzeiten können den Planungsrechnungen (z.B. Instandhaltungsplanung) entnommen werden bzw. aus Vergangenheitsdaten abgeleitet werden. Die angepasste Stundenzahl, die die geplante Laufzeit des Kraftwerks in einem Planjahr darstellt, multipliziert mit der Netto-Leistung des Kraftwerks ergibt die geplante Stromabsatzmenge in diesem Planjahr. Die angepasste Stundenzahl dividiert durch 8.760 Stunden ergibt den sog. Auslastungsfaktor (engl. load factor). Soweit Informationen zu historischen Erzeugungsmengen vorliegen, sollten diese mit den geplanten Mengen verglichen werden. Wesentliche Abweichungen zu den geplanten Strommengen sind kritisch zu hinterfragen. Brennstoffkosten Bei der Planung der Brennstoffkosten kann grundsätzlich auf Terminmarktpreise für die relevanten Energieträger zurückgegriffen werden, soweit nicht abweichende vertraglich fixierte Bezugskonditionen vorliegen, die ggf. in der Bewertung zu berücksichtigen sind. Für langfristige Fortschreibungen im Rahmen eines Bewertungsmodells sind insbesondere Annahmen hinsichtlich der relevanten Inflationsrate zu treffen. Neben den Brennstoffpreisen sind darüber hinaus die erforderlichen Brennstoffmengen zu bestimmen. Hierbei ist neben der geplanten Stromerzeugungsmenge insbesondere der kraftwerksspezifische Wirkungsgrad als auch der spezielle Brennwert75 des konkreten Brennstoffs zu berücksichtigen. Wirkungsgrade einzelner Kraftwerke weichen in Abhängigkeit von der verwendeten Technologie und dem Alter der Anlage zum Teil erheblich voneinander ab. 75 Der Brennwert ist ein Maß für die spezifisch je Bemessungseinheit in einem Brennstoff enthaltene thermische Energie. = Deckungsbeitrag variable Erzeugungskosten des Kraftwerksin Jahr X Strompreis [€/MWh] Stunden geschätzte Preisdauerlinie in Jahr X 8.760 durchschnittlich erzielbarer Strompreis in Jahr X Anzahl Stunden mit Strompreis > variable Kosten Future- Jahresbaseloadpreis Quelle: KPMG-Analyse Abb. 18-32: Preisdauerlinie und Durchschnittspreis 18 Bewertung von Energieversorgungsunternehmen 441 Darüber hinaus sind bei der Ermittlung der Brennstoffkosten zusätzliche im Brennstoffpreis noch nicht enthaltene Transportkosten bis zum Kraftwerksstandort zu berücksichtigen. Kosten für CO2-Zertifikate Neben den Brennstoffkosten sind bei mit fossilen Brennstoffen betriebenen Wärmekraftwerken darüber hinaus Zahlungsmittelabflüsse für zuzukaufende Emissionsberechtigungen zu berücksichtigen. Gemäß dem seit dem Jahr 2005 eingeführten EU-Emissionsrechtehandel zur Reduzierung der Treibhausgasemissionen werden jedem Wärmekraftwerk mit einer Leistung von mindestens 20 MW eine bestimmte Menge Emissionsberechtigungen, sog. European Union Allowance Units (EUA) zugeteilt, die zur Emission von je einer Tonne Kohlendioxid berechtigen. Stößt ein Kraftwerk mehr Kohlendioxid aus, hat der Anlagenbetreiber die fehlenden Zertifikate am Markt zuzukaufen. Preise für Zertifikate können sowohl am Spot- als auch am Terminmarkt der EEX beobachtet werden. Zurzeit läuft die zweite Phase des Emissionsrechtehandels (2008 bis 2012). In Deutschland erhalten Wärmekraftwerksbetreiber gemäß dem nationalen Allokationsplan währenddessen die Anfangsausstattung zu 90 % kostenfrei. Fehlende Zertifikate sind über die Börse kostenpflichtig zu erwerben.76 Seit Beginn der zweiten Phase können fehlende CO2-Emissionsberechtigungen auch durch Emissionsreduzierungen in Drittländern (sog. Certified Emission Reductions (CER)) aus sogenannten Clean Development Mechanism (CDM) oder Joint Implementation ( JI) Projekten ausgeglichen werden. In Deutschland wurde die zulässige Höhe der so ausgleichbaren Emissionen auf 22 % der jeder einzelnen Anlage zugeteilten Emissionszertifikate begrenzt.77 Preise für CER können ebenfalls an der EEX beobachtet werden. In der am 6. April 2009 von der EU beschlossenen dritten Handelsphase (2013–2020) kommt es zu einschneidenden Veränderungen. Hiernach müssen Stromproduzenten bereits ab dem Jahr 2013 alle benötigten Zertifikate käuflich erwerben. Ausgenommen von dieser Regelung sind allerdings Kraftwerke mit hohem Kohleanteil. Sie erhalten zu Beginn noch bis zu 70 % der Zertifikate gratis zugeteilt, müssen diese jedoch spätestens 2019 ebenfalls vollständig ersteigern.78 Für die Planung der Cash Flows sind im Einklang mit der geplanten Stromerzeugungsmenge die CO2- Emissionsmengen des jeweiligen Kraftwerks zu bestimmen. Anschließend sind bestehende Gratiszuteilungen in Abzug zu bringen. Die Zahl der zuzukaufenden Zertifikate ist mit Preisen für Zertifikate zu multiplizieren. Hierbei ist der mögliche Einsatz von (günstigeren) CERs zu berücksichtigen. Preise können zurzeit an der EEX für die Jahre 2009 bis 2013 beobachtet werden, wobei das Handelsvolumen für spätere Jahre deutlich niedriger ausfällt. Analyse von Spreads in der Stromerzeugung Für die Plausibilisierung der Planung der Stromerlöse und Brennstoffkosten sollte eine Analyse der sich ergebenden Energiemargen pro erzeugte Stromeinheit vorgenommen werden. Bestimmt man die durchschnittliche Energiemarge pro erzeugte Stromeinheit (MWh) so spricht man für Kohlekraftwerke von Dark Spreads bzw. für Gaskraftwerke von Spark Spreads. Beim Vergleich von Spreads unterschiedlicher Kraftwerke sind insbesondere die Datengrundlagen detailliert zu prüfen, da Abweichungen u.a. aufgrund unterschiedlicher Brennstoffe, Effizienzgrade und Auslastung bestehen können. Energiemargen unter Berücksichtigung von Brennstoffkosten und Kosten für Emissionsberechtigungen werden als Clean Spreads bezeichnet.79 Abb. 18-33 stellt die unterschiedlichen verwendeten Spreadbegriffe gegenüber. 76 Vgl. Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (Hrsg.) (2006). 77 Vgl. § 18 Gesetz zur Änderung der Rechtsgrundlagen zum Emissionshandel im Hinblick auf die Zuteilungsperiode 2008 bis 2012 vom 22. Juni 2007. 78 Vgl. Rat der Europäischen Union, Pressemitteilung vom 6. April 2009. 79 Veröffentlichte Spreads beziehen sich zumeist auf einen Grundlaststrompreis und gehen von einem standardisierten Wirkungsgrad des Kraftwerks aus. Publizierte Clean Spreads berücksichtigen zudem keine Gratiszuteilungen von Emissionszertifikaten. Eine unmittelbare Vergleichbarkeit zu den oben beschriebenen Spreads ist somit zumeist nicht gegeben. Sven Beyer und Günther Keller442 Investitionen/Instandhaltung Als weitere wesentliche Komponente bei der Ableitung der Cash Flows sei auf die Berücksichtigung von Instandhaltungsaufwendungen und Investitionen hingewiesen. Hierbei sind sowohl planmäßige Instandhaltungszyklen als auch außerplanmäßige Reparaturen zu beachten. Historische Auszahlungen können regelmäßig nur einen ersten Anhaltspunkt für die Planung zukünftiger Aufwendungen und Investitionen darstellen, da die zunehmende Alterung der Anlage zu berücksichtigen ist. Wesentliche Einflussfaktoren sind neben dem Alter der Anlage insbesondere die Laufzeiten sowie Häufigkeit und Dauer von Betriebsunterbrechungen. Für Bewertungen mit unendlichem Bewertungszeitraum sind zudem entsprechende Reinvestitionen im Rahmen einer Reinvestitionsrate in der ewigen Rente zu berücksichtigen. Dabei ist ein annuitätischer Investitionsbetrag zu schätzen, der den Reinvestitionsbedarf der gesamten Anlage unter Beachtung der relevanten Reinvestitionszeitpunkte sowie der Entwicklung der Anlagenpreise quantifiziert (zur Problematik der Ableitung einer angemessenen Reinvestitionsrate vgl. die analogen Ausführungen in Abschnitt 4.3). 18.6 Zusammenfassung und Ausblick Das Beispiel Energieversorgungsunternehmen zeigt eindrucksvoll die Notwendigkeit einer intensiven Auseinandersetzung mit branchenspezifischen Besonderheiten bei Unternehmensbewertungen. Das auf den ersten Blick einfach erscheinende Geschäftsmodell, wie im Beitrag im Detail am Beispiel von Strom gezeigt, ist geprägt durch betriebswirtschaftliche, technische und regulatorische Besonderheiten, die für den Bewerter in einer Fülle von Herausforderungen münden. Die Bandbreite an Dienstleistungen und Produkten erschwert die Vergleichbarkeit der Energieversorgungsunternehmen untereinander mit der Folge, dass Kennzahlen und Kapitalkosten nur eingeschränkt zur Verfügung stehen bzw. auf das jeweilige Bewertungsobjekt übertragen werden können. Die durch die Liberalisierungswellen verursachte starke Veränderung der Wertschöpfungsstufen der vielfach noch über die gesamte Wertschöpfungskette vollständig integrierten Energieversorgungsunternehmen reduziert gleichzeitig die Vergleichbarkeit im Zeitablauf. Dieser Effekt wird durch die permanente Änderung der gesetzlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen noch verstärkt. Energieversorgungsunternehmen zeichnen sich durch eine hohe Kapitalintensität aus. Dadurch und auch aufgrund der Regulierung, die mittels der Netzentgeltverordnung eine Verbindung von Anlagevermögen, Kapitalausstattung, durch den Regulierer festgesetzte Verzinsung des eingesetzten Kapitals und den zukünftigen Netzentgelten definiert, spielt neben dem etablierten DCF-Verfahren der Substanzwert in Form des Sachzeitwertes eine maßgebliche Rolle. Ähnliches gilt für die Bewertung von Kraftwerken. Für die Bewertung eines einzelnen Kraftwerks mit der Prämisse einer zeitlich begrenzten Laufzeit darf eine Analyse des Sachzeit- bzw. des Wiederbeschaffungzeitwertes nicht unterbleiben. Dennoch haben sich sowohl für Netze als auch für Kraftwerke die DCF-Verfahren als maßgeblich etabliert. Dies gilt auch für die Zugangsbewertung im Rahmen einer Kaufpreisallovor Abzug CO2-Kosten nach Abzug CO2-Kosten Kohle Dark-Spread Clean-Dark-Spread Gas Spark-Spread Clean-Spark-Spread Energiemarge B re n n st o ff Quelle: KPMG-Analyse Abb. 18-33: Spreads in der Stromerzeugung

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References

Zusammenfassung

Beschäftigt man sich mit der Praxis der Unternehmensbewertung, so zeigt sich, dass hier zahlreiche Spezifika vorliegen, die vom Bewerter berücksichtigt werden müssen. Diese sind zum einen in Marktpotenzialen begründet, in Lebenszyklen, in potenziellen Synergieeffekten oder in Integrationsproblemen.

Eine detaillierte Branchenkenntnis und -analyse ist Basis einer fundierten Unternehmensplanung, die wiederum maßgeblich die Qualität der Unternehmensbewertung beeinflusst.

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Peter Bömelburg, Die Wirtschaftsprüfung 2/2009

Die einzelnen Beiträge folgen einem einheitlichen und praxisorientierten Grundgerüst:

- Charakterisierung der Branche

- Ermittlung der Plandaten der Unternehmensbewertung

- Branchenspezifische Ansätze der Unternehmensbewertung

- Praxisbeispiele.

Prof. Dr. Dr. h.c. Jochen Drukarczyk war Inhaber des Lehrstuhls für Finanzierung an der Universität Regensburg. Er hat darüber hinaus zahlreiche Gastprofessuren in England, Frankreich, Österreich und Deutschland wahrgenommen. Seine bevorzugten Arbeitsgebiete sind Bewertung, Sanierung und Analyse institutioneller Regelungen auf Kreditmärkten.

Dr. Dr. Dietmar Ernst ist Professor für Corporate Finance an der Hochschule für Wirtschaft und Umwelt (HfWU) in Nürtingen. Ferner ist er Direktor des Deutschen Instituts für Corporate Finance (DICF).

Für Fach- und Führungskräfte aus den Bereichen Finanzierung, Rechnungslegung und Controlling, für Experten in Kreditinstituten sowie für Unternehmens-, Steuerberater und Wirtschaftsprüfer.