Die Grundvoraussetzungen für die umfangreichen Betrügereien bei Enron wurden – wie in Teil 1 dieser Fallstudie beschrieben – durch eine Kombination aus passendem Anreizsystem, Selbstüberschätzung des Top-Managements und auf eigene Bereicherung ausgerichteter Unternehmenskultur geschaffen (inkl. eines teilweise hohen Maßes an Ignoranz bzgl. der Vorgänge im eigenen Unternehmen). Darüber hinaus trug aber auch das frühe Geschäftsmodell von Enron seinen Teil zur initialen Nutzung aggressiver Accounting-Techniken bei – nämlich weil es zu einem substantiellen Teil auf der Nutzung von Finanzinstrumenten (Futures- und OTC-Kontrakten) basierte, für die gerade erst die Möglichkeit des so genannten Fair Value Accountings (auch bekannt als Mark-to-Market Accounting) durch das FASB (Financial Standards Accounting Board) eingeführt worden war.
In diesem Teil der Case Study möchte ich deshalb einmal etwas detaillierter auf die Entwicklung des ersten innovativen Geschäftsmodells von Enron eingehen und den Link zum gerade angesprochenen Mark-to-Market Accounting herstellen, der ersten von Enron intensiv genutzten problematischen Rechnungslegungsvorschrift.
Ausgangspunkt: Nicht funktionierendes Geschäftsmodell in den frühen 1980er Jahren
Durch die Fusion von Houston Natural Gas und InterNorth im Jahr 1985 war mit Enron einer der größten überregionalen Betreiber von Pipeline-Assets in den USA entstanden. Das zugehörige Pipelinenetz hatte damals eine Länge von ca. 37.000km. Hauptgrund für den Merger der beiden Netzbetreiber war damals die Tatsache, dass das traditionelle Geschäftsmodell nicht mehr funktionierte und beide Unternehmen kurz vor der Insolvenz standen.
Dieses Geschäftsmodell sah damals folgendermaßen aus: Der Pipelinebetreiber organisierte logischerweise den Transport des Erdgases vom Gasfeld zum Kunden (“from wellhead to burner tip”). Darüber hinaus kaufte er den Gasproduzenten das Erdgas aber auch direkt ab und verkaufte es an den Kunden weiter. Transport und Vertrieb waren also im Grunde genommen damals vollständig integriert. Der Gewinn für den Pipelinebetreiber leitete sich aus der Differenz zwischen Einkaufs- und Verkaufspreis sowie der Durchleitungsgebühr abzüglich der operativen Kosten für Durchleitung und Abwicklung ab.
Damals war es außerdem noch so, dass aufgrund der physischen Gegebenheiten im Grunde genommen eine 1-zu-1 Beziehung zwischen Gasproduzent und Pipelinebetreiber sowie zwischen Pipelinebetreiber und Gasabnehmer vorherrschte: Sowohl Produzenten (Gasfelder) als auch Abnehmer (z.B. große Kraftwerke, industrielle Nutzer oder Stadtversorger) hatten in der Regel nur einen einzigen Pipelineanschluss und dem entsprechend auch nur einen Abnehmer bzw. Lieferanten (nämlich den Betreiber der Pipeline).
Um Versorgungssicherheit zu gewährleisten, wurden hauptsächlich langlaufende Take-or-Pay-Verträge zwischen Produzenten und Pipelinebetreibern abgeschlossen (mehr als 80% aller Gasverträge hatten damals eine Take-or-Pay-Klausel). Viele Verträge enthielten außerdem Preisgleitklauseln, die an den damals zulässigen Maximalpreis gekoppelt waren (welcher allerdings nicht zwangsläufig dem Marktpreis entsprach).
Exkurs: Take-or-Pay Klausel
Eine Take-or-Pay-Klausel ist eine Vertragsklausel, die den Käufer dazu verpflichtet, auch bei Nichtabnahme der Ware einen bestimmten Betrag zu zahlen. In vielen Rohstoffverträgen ist beispielsweise eine Klausel enthalten, die den Käufer dazu verpflichtet, für mindestens 80% der vertraglich vereinbarten Menge zu zahlen… ob die Mengen nun abgerufen werden oder nicht.
Vor diesem Hintergrund können Take-or-Pay-Klauseln in Lieferverträgen – je nach Geschäftsmodell – zu substantiellen außerbilanziellen Verbindlichkeiten führen. Oder etwas anders ausgedrückt: Dem Grunde nach variable Einsatzstoffkosten können unter Umständen bei einem Herunterfahren der Produktionsmenge genau wie “echte” Fixkosten einfach stehenbleiben.
Aus der Perspektive beider Vertragsparteien betrachtet haben Take-or-Pay-Klauseln ggf. substantielle Vorteile: Sie erleichtern den Handel, indem sie beiden Parteien eine gewisse Planungssicherheit (bzw. Risikoteilung) ermöglichen… was sich am Ende in geringeren Transaktionskosten niederschlagen sollte.
In Folge der Ölkrise Anfang der 1970er Jahre wollte bzw. musste die US-Regierung nun die Nutzung von lokal verfügbarem Erdgas promoten und erweiterte deshalb die Zuständigkeiten der Federal Energy Regulatory Commission (FERC), die anschließend im Rahmen des Natural Gas Policy Acts von 1978 die Obergrenze für den Gaspreis am Ort der Einspeisung ins Netz erhöhte (also am Bohrturm, deshalb “wellhead prices”).
Allerdings führte diese erste Regulierung zu verschiedenen Problemen:
- Die steigenden Gaspreise veranlassten die Produzenten zunächst dazu, die vorhandenen Gasvorkommen zu erkunden und auszubeuten. Allerdings führten die schlecht laufende Wirtschaft und bestimmte Beschränkungen bzgl. der Gasnutzung zu einer schwachen Nachfragesituation (und damit konsequenterweise nach einiger Zeit wieder zu sinkenden Preisen)
- Durch die in den Langfristverträgen angelegte Preisindexierung auf Basis der erlaubten Preisobergrenzen wurde ein Großteil der vorhandenen Take-or-Pay-Verträge unwirtschaftlich
- Gleichzeitig führte die Integration von Pipelinetransport und -vertrieb dazu, dass die Verbraucher den Gasanbieter nicht frei wählen konnten. Infolgedessen nahmen die Pipelinebetreiber eine absolute Monopolstellung ein, und der Markt konnte seine Rolle bei der Ressourcenoptimierung nicht wahrnehmen
Kurz zusammengefasst: Gegen Mitte der 1980er Jahre gab es im Grunde genommen keinen funktionierenden Markt, der Versorgungssicherheit und wettbewerbsfähige Preise gleichzeitig gewährleisten konnte. Die Pipelinebetreiber blieben auf einem Großteil ihrer Gasmengen sitzen und standen kurz vor der Insolvenz.
Die Federal Energy Regulatory Commission stand also bereits gegen 1985 erneut unter Druck, Änderungen an den regulatorischen Rahmenbedingungen vorzunehmen.
1985-89: Entkoppelung von Transport und Vertrieb ermöglicht Anpassung des Geschäftsmodells von Enron
Um die Deregulierung weiter voranzutreiben und die Reformen zu vertiefen, wurden von der US-Regierung zwischen 1985 und 1989 eine Reihe weiterer Maßnahmen ergriffen… alle mit dem Ziel, den Prozess der Marktöffnung zu beschleunigen.
Zu den wesentlichsten Maßnahmen gehörten:
- Die Entkopplung von Transport und Vertrieb: Utilities, Industrieunternehmen und lokale Gasversorgungsunternehmen konnten Erdgas ab sofort direkt von jedem beliebigen Produzenten einkaufen und auch das Transportunternehmen (die Pipeline-Gesellschaft) frei wählen
- Die Gewährleistung eines diskriminierungsfreien Zugangs zur Netzinfrastruktur durch die Pipelinebetreiber sowie die klare Trennung reiner Durchleitungsgeschäfte (“carriage”) von traditionellen Verkaufsgeschäften (“sales”)
- Kontrolle bzw. Festsetzung der Transportentgelte für die Durchleitung durch den Regulierer
- Die vollständige Flexibilisierung der Preise, d.h. Preisfindung ausschließlich auf Basis von Angebot und Nachfrage
Infolge dieser Anpassungen entwickelte sich in kurzer Zeit ein liquider Spotmarkt, u.a. mit dem heute noch genutzten Henry Hub-Preis als Referenz. Wie viele andere Energieunternehmen auch, arbeitete Enron damals über seine politischen Kontakte sehr aktiv an einer Beschleunigung der Deregulierung.
Das Aufbrechen der Wertschöpfungskette und die marktorientierte Preisfindung führten zwar zu einem Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage. Allerdings hatte dies größere kurzfristige Preisschwankungen zur Folge (also eine hohe Volatilität der Preise), was insbesondere für die Verbraucher zu einem gewissen Problem führte. Weil z.B. sowohl Utilities als auch Industrieunternehmen mit ihren Kunden in der Regel feste Preise für einen gewissen Zeitraum vereinbarten (Halbjahres- oder Jahresverträge), hatten die Gasverbraucher im Grunde genommen keine Planungssicherheit mehr.
Es wurde also ein “Vermittler” bzw. Großhändler zwischen Produzenten und Verbraucher benötigt, der diese so genannte “Fristentransformation” bewerkstelligen konnte… also jemanden, der durch eine ausreichende Größe und geschickte Einkäufe dazu in der Lage war, den Abnehmern eine bestimmte Preiskontinuität zu bieten.
In dieser Stelle kam nun damals Enron ins Spiel. 1989, im Jahr der Deregulierung, schlug Jeff Skilling, damals noch Berater bei McKinsey, das später als “Natural Gas Bank” bezeichnete Geschäftsmodell vor. Mitte 1990 fing er dann bei Enron als CEO der Enron Finance Corp. an, um seinen Vorschlag in die Tat umzusetzen.
Welcome-Email von Ken Lay zum Start von Jeff Skilling als CEO der Enron Finance Corp.; Quelle: Enron Ascending
In der ersten Zeit nach der Umsetzung hatte Enron i.W. die Rolle einer virtuellen Bank inne. Das Geschäftsmodell stützte sich auf langfristige Verträge, die mit Produzenten und Verbrauchern geschlossen wurden. Wie vor der Deregulierung kaufte Enron also Erdgas von den Produzenten ein und verkaufte es an die Verbraucher weiter.
Wichtiger Punkt allerdings: Da diese Verträge nicht mehr zwangsläufig eine physische Einleitungsmöglichkeit in die Netzinfrastruktur von Enron erforderten, lies sich das Geschäft nun viel besser und einfacher skalieren (was Enron innerhalb kurzer Zeit zu einem der führenden Energieunternehmen der USA werden ließ). Aufgrund der zunehmenden Größe von Enron und der sich einstellenden Größenvorteile waren sowohl Produzenten als auch Abnehmer ab einem gewissen Punkt wieder zunehmend dazu bereit, langfristige Abnahmeverträge zu unterzeichnen. Dies kostete sie zwar auf der einen Seite einige Basispunkte an Marge, gab ihnen allerdings auf der anderen Seite ein hohes Maß an mengen- und preismäßiger Planungssicherheit (die Enron nun wieder bieten konnte).
Im Grunde genommen sprechen wir hier also über einen so genannten Netzwerkeffekt, einen der sechs nachhaltigen Wettbewerbsvorteile.
So, if for example, I’m just starting in the gas merchant business and I’m selling gas from central Kansas to Kansas City, if the pipeline [between those places] blows up, I’m out of business. For Enron, if that pipeline blows up, I’ll back haul out of New York, or I’ll bring Canadian gas in and spin it through some storage facilities. If you can diversify your infrastructure, you can reduce nonsystematic risk, which says there’s a … very strong tangible network effect…. But you’ve got to get big, you’ve got to get that initial market share, or you’re toast. – Jeff Skilling
Nur um das noch klarzustellen: Skilling bezog sich hier zwar offenbar auf das weitreichende Pipelinenetz von Enron. Die übergeordnete Strategie des Unternehmens bestand allerdings eher darin, den Abnehmern durch ein großes Portfolio an Gaskontrakten die erforderliche Risikodiversifizierung zu bieten und sich über die Zeit von der physischen Infrastruktur immer weiter abzukoppeln. Die Pipelines selbst mussten nach der Deregulierung also nicht mehr zwangsläufig zum Enron-Konzern gehören.
1990: Entwicklung eines Terminmarktes für Erdgas
In etwa zur gleichen Zeit, nämlich im April 1990, begann die NYMEX (die New York Mercantile Exchange) damit, Gas-Futures mit einer Laufzeit von 12 Monaten zu handeln. Wenig später folgte ein Kontrakt mit einer 18-monatigen Laufzeit.
Kleiner Exkurs: Heute lassen sich an der NYMEX Gas-Kontrakte bis zu 12 Jahren in die Zukunft handeln (siehe die Übersicht auf der Webseite der CME Group, der Muttergesellschaft der NYMEX). Allerdings scheinen die sehr langlaufenden Kontrakte aktuell wenig liquide zu sein.
Zu Beginn versuchte Enron zwar noch, ein Konkurrenzsystem mit einer ganzen Reihe an Trading Hubs zu etablieren. Im Jahr 1991 war das Unternehmen allerdings mit einem täglichen Volumen von 2,2 Bcf (Billion Cubic Feet) bereits einer der größten Händler von Gaskontrakten an der NYMEX.
Gehandelte Gasmengen Enron [MMcf/d]; Quelle: Enron Ascending, Geschäftsberichte
Combined with its other transactions, Enron was a top-four national gas seller behind majors Chevon and Texaco and eight-year-old Natural Gas Clearinghouse [später Dynegy]. With the pipelines and EGS [Enron Gas Services], Enron handled 18 percent of the nation’s natural gas. – Aus Enron Ascending
Die Öffnung des Options- und Futures-Handels an der NYMEX für Investoren im Oktober 1992 brachte eine weitere Änderung mit sich: Die physische Lieferung des Gases durch die NYMEX war nicht mehr garantiert (sondern lediglich das finanzielle “Settlement”) und es floss zusätzliches Kapital in den Markt. Im Zuge dessen passte Enron sein Geschäftsmodell konsequenterweise nochmal an (bzw. erweiterte es noch etwas): Anstatt “nur” Verträge abzuschließen, die auch eine physische Lieferung des Gases an den Abnehmer beinhalteten (und diese entsprechend abzusichern), begann Enron damit, reine “Trading-Geschäfte” über die NYMEX abzuschließen, d.h. im Grunde genommen auf die zukünftige Entwicklung der Preise zu spekulieren.
Hierbei ist es wichtig zu erwähnen, dass nicht alle Trades auf Basis der veröffentlichten Futures-Preise durchgeführt wurden (die Kontrakte waren und sind hier sehr standardisiert), sondern dass große Volumen auch Over-the-Counter, also außerhalb des offiziellen NYMEX-Systems und quasi privat durchgeführt wurden. Für alle diese Kontrakte gab es also keinen direkt beobachtbaren Preis (was die Freiräume bzgl. der buchhalterischen Handhabung der Trades substantiell vergrößerte).
In Summe sah das Geschäftsmodell von Enron im Gashandel zu Beginn der 1990er Jahre dann ungefähr so aus:
Geschäftsmodell “Gas Bank”; Quelle: In Anlehnung an Huiwen Xu, Zhen Wang (2021): Research and Inspiration on Enron’s Business Model of “Natural Gas Bank”
Nach dem Konkurs von Enron im Jahr 2001 wurde das Gas Trading-Geschäft übrigens relativ schnell von Merrill Lynch (heute Teil der Bank of America) übernommen, was als klarer Beleg für die Werthaltigkeit und die starke Positionierung von Enron in diesem Markt gewertet werden kann (und deshalb nicht zu vergleichen ist mit den späteren Enron-Unternehmungen in anderen Bereichen).
Nichtsdestotrotz: Obwohl Enron tatsächlich den Gashandel revolutionierte und sich damit eine starke Marktposition in den USA erarbeiten konnte, war es gerade dieses Handelsgeschäft, welches den Nukleus für die aggressiven Accounting-Praktiken bildete, die später zur Insolvenz von Enron führen sollten. Wie oben bereits angedeutet, lautet das Stichwort hier “Mark-to-Market Accounting”.
Intro: Mark-to-Market Accounting
Wer einen Energy- oder Commodity-Kontrakt an der NYMEX oder an einer anderen Terminbörse handelt, der hat quasi täglich mit dem Thema Mark-to-Market Accounting zu tun.
Die bekannte Praxis des “marking to market” im Terminmarkt hat ihren Ursprung nämlich im so genannten Margenkonto: Bei Eröffnung einer Position, d.h. z.B. dem Kauf oder Verkauf eines Futures-Kontraktes, muss im Grunde genommen jeder Futures-Händler eine gewisse Sicherheit auf seinem Konto bei der Börse hinterlegen (die so genannte “Marge”).
Am Ende eines jeden Handelstages wird die Position bzw. der Kontrakt mit dem aktuellen Marktpreis bewertet und glattgestellt (obwohl der eigentliche Kontrakt ggf. noch mehrere Monate oder sogar Jahre läuft). Hat der Händler am Handelstag einen virtuellen Gewinn verbucht, dann wird dieser seinem Konto unmittelbar gutgeschrieben. Handelt es sich um einen Verlust, dann wird das Margenkonto unmittelbar belastet.
Wenn nun der Saldo des Margenkontos aufgrund größerer Papierverluste über die Zeit unter die erforderliche Mindesteinlage gefallen ist, dann bekommt der Händler einen so genannten “Margin Call”, d.h. er wird freundlich aber bestimmt dazu aufgefordert, weiteres Kapital auf das Margenkonto einzuzahlen.
Da sich der Handel mit Futures bzw. Terminkontrakten insbesondere in den 1980er Jahren sehr sprunghaft entwickelte (in dieser Zeit entstanden neben den Gas Futures u.a. auch liquide Terminmärkte für den Handel mit Währungen und Zinsen), veröffentlichte das FSAB in den frühen 1990er Jahren zwei Statements, die das Fair Value Accounting bzw. Mark-to-Market Accounting für Finanzinstrumente auch in den Jahresabschlüssen betroffener Unternehmen ermöglichten (SFAS Nr. 105 und 107).
Enron war damals auf Betreiben von Skilling hin eines der ersten Unternehmen, das von dieser Möglichkeit Gebrauch machte und die Kontrakte zum Bilanzstichtag immer mit dem aktuellen Marktwert (oder einer Abschätzung dessen, wenn es keinen beobachtbaren Marktpreis gab) bewertete… konkretere Analysen dazu kommen in einem der nächsten Teile dieser Fallstudie.
Zusammengefasst: Enron’s Playbook für den Aufbau eines beliebigen Handelsgeschäfts
Enron entstand im Jahr 1985 aus dem Merger zweier US-amerikanischer Pipeline-Netzbetreiber. Aufgrund bestimmter regulatorischer Veränderungen gegen Ende der 1970er Jahre, stand das traditionelle und auf langfristigen Take-or-Pay Verträgen basierende, integrierte Geschäftsmodell vor dem Aus.
Erst die weitere Deregulierung in der zweiten Hälfte der 1980er Jahre ermöglichte es Enron, sich als großer Player auf dem neu entstandenen Großhandelsmarkt für Erdgas zu etablieren.
Mit dem Beginn des Derivate-Handels an der New York Mercantile Exchange (NYMEX) hielt auch das so genannte Mark-to-Market Accounting Einzug, welches es Enron ermöglichte, zukünftig erwartete Gewinne aus dem Abschluss von Gaslieferverträgen bereits unmittelbar in der P&L zu verbuchen.
Die kontinuierliche Anwendung und Ausweitung dieser Accounting-Regel auf alle Enron-Bereiche führte schlussendlich zu den großen Löchern in der Bilanz, die über den illegalen Einsatz von Related Party Transaktionen verborgen wurden.
Im nächsten Teil der Enron Case Study gehe ich einmal etwas genauer auf die Red Flags in der Finanzberichterstattung des Unternehmens ein.
