TransnetBW GmbH

TransnetBW GmbH

Stuttgart

Jahres- und Tätigkeitsabschluss nach EnWG zum Geschäftsjahr vom 01.01.2024 bis zum 31.12.2024

A. Bilanz zum 31. Dezember 2024

B. Gewinn- und Verlustrechnung vom 1. Januar bis 31. Dezember 2024

C. Anhang zum 31. Dezember 2024

C.I. Allgemeine Grundlagen

C.II. Bilanzierung und Bewertung

C.III. Erläuterungen zur Bilanz

C.IV. Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

C.V Sonstige Angaben

C.VI. Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (EnWG)

C.VII. Nachtragsbericht

Anlage 1 zum Anhang - Anlagenspiegel

Anlage 2 zum Anhang - Anteilsbesitzliste

Anlage 3 zum Anhang - Tätigkeitsabschluss gemäß § 6b Abs. 3 EnWG

A. Bilanz zum 31. Dezember 2024

AKTIVA

PASSIVA

B. Gewinn- und Verlustrechnung vom 1. Januar bis 31. Dezember 2024

C. Anhang zum 31. Dezember 2024

C.I. Allgemeine Grundlagen

Sitz der TransnetBW GmbH ist Stuttgart. Die Gesellschaft ist unter der Nummer HRB 740510 im Register des Amtsgerichts Stuttgart eingetragen.

Der Jahresabschluss der TransnetBW GmbH, Stuttgart, (TransnetBW) zum 31. Dezember 2024 ist entsprechend den Bestimmungen des HGB, des GmbHG und des EnWG erstellt und in Millionen Euro (Mio. €) ausgewiesen. Es gelten die Vorschriften für große Kapitalgesellschaften.

Gerundete Beträge kleiner 0,1 Mio. € werden in den Tabellen im Anhang mit 0,0 ausgewiesen, wenn nichtzutreffend dann mit "-".

Die zur übersichtlicheren Darstellung in der Bilanz sowie in der Gewinn- und Verlustrechnung zusammengefassten Posten sind im Anhang gesondert aufgeführt und erläutert.

Die Gewinn- und Verlustrechnung wird nach dem Gesamtkostenverfahren erstellt.

Mit der EnBW Übertragungsnetz Immobiliengesellschaft mbH & Co. KG, Karlsruhe, (UENI) ist ein Gewinnabführungsvertrag abgeschlossen. Ein Organschaftsverhältnis besteht bezüglich Körperschaft- und Gewerbesteuer.

Der Jahresabschluss der TransnetBW wird in den Konzernabschluss der EnBW AG (kleinster und größter Kreis von Unternehmen) einbezogen, der im elektronischen Unternehmensregister offengelegt wird.

Der Konzernabschluss der EnBW AG wird entsprechend § 315e Abs. 1 HGB zu den am Bilanzstichtag verpflichtend in der Europäischen Union anzuwendenden International Financial Reporting Standards (IFRS) des International Accounting Standards Board (IASB) aufgestellt.

C.II. Bilanzierung und Bewertung

Für die Aufstellung des Jahresabschlusses waren unverändert die nachfolgenden Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden maßgebend.

Entgeltlich erworbene immaterielle Vermögensgegenstände sind zu Anschaffungskosten bilanziert und werden, sofern sie der Abnutzung unterliegen, entsprechend ihrer voraussichtlichen Nutzungsdauer um planmäßige Abschreibungen nach der linearen Methode vermindert. Die voraussichtliche Nutzungsdauer beträgt drei bis fünf Jahre.

Sachanlagen werden zu Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten angesetzt und, soweit abnutzbar, planmäßig abgeschrieben. Die Herstellungskosten für selbst erstellte Anlagen umfassen neben den direkt zurechenbaren Einzelkosten auch anteilige Gemeinkosten. Das Wahlrecht, die allgemeinen herstellungsbezogenen sowie nicht herstellungsbezogenen Verwaltungskosten in angemessener Höhe zu berücksichtigen, wird in Anspruch genommen. Zinsen für Fremdkapital sind nicht in die Herstellungskosten einbezogen. Die Sachanlagen werden über ihre voraussichtliche Nutzungsdauer abgeschrieben.

Für die bis zur erstmaligen Anwendung der Bestimmungen des Bilanzrechtsmodernisierungsgesetzes im Jahr 2010 zugegangenen Anlagegüter werden die im jeweiligen Zugangsjahr geltenden Vorschriften fortgeführt. Bis einschließlich 2009 wurde auf der Grundlage steuerlich anerkannter Höchstsätze abgeschrieben, seit dem Jahr 2010 wird ein linear verlaufender Werteverzehr zu Grunde gelegt. Bewegliche Vermögensgegenstände werden mit Ausnahme der Zugänge in den Jahren 2006, 2007 und 2009 nach der linearen Methode abgeschrieben. Soweit steuerlich zulässig, wurde in den Jahren 2006, 2007 sowie 2009 für bewegliche Vermögensgegenstände die degressive Abschreibungsmethode angewandt. Im Zugangsjahr erfolgen die Abschreibungen zeitanteilig (pro rata temporis).

Für geringwertige Anlagegüter im Sinne des § 6 Abs. 2a EStG wird aufgrund der untergeordneten Bedeutung aus Vereinfachungsgründen ein Sammelposten gebildet. Der Sammelposten wird im Jahr der Bildung und in den folgenden vier Geschäftsjahren mit jeweils einem Fünftel ergebniswirksam aufgelöst.

Sowohl für immaterielle Vermögensgegenstände als auch für Sachanlagen werden außerplanmäßige Abschreibungen, soweit handelsrechtlich geboten, vorgenommen. Zuschreibungen erfolgen, sobald die Gründe für in Vorjahren vorgenommene außerplanmäßige Abschreibungen entfallen sind.

Die Finanzanlagen sind zu den Anschaffungskosten oder gegebenenfalls niedrigeren beizulegenden Werten bilanziert.

Vorräte werden zu Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten bewertet. Diese enthalten alle aktivierungspflichtigen Kostenbestandteile. Die Bewertung erfolgt unter Beachtung des Niederstwertprinzips. Zinsen für Fremdkapital sind nicht in die Herstellungskosten einbezogen.

Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände sind zum Nennwert angesetzt. Ausfallrisiken werden durch ausreichende Wertberichtigungen berücksichtigt. Für das allgemeine Kreditrisiko wird eine Pauschalwertberichtigung gebildet.

Das Gezeichnete Kapital ist zum Nennbetrag angesetzt.

Die Auflösung der noch nicht ertragswirksam gewordenen Baukostenzuschüsse erfolgt linear und wird den sonstigen betrieblichen Erträgen zugerechnet. Der Auflösungszeitraum entspricht der Nutzungsdauer des bezuschussten Vermögensgegenstandes.

Die Rückstellungen für " Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden versicherungsmathematisch nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren unter Verwendung der "Richttafeln 2018 G" von Prof. Dr. Klaus Heubeck ermittelt. Die Rückstellungen wurden zum Barwert mit einem durchschnittlichen Marktzinssatz der vergangenen zehn Geschäftsjahre abgezinst. Für die Abzinsung wurde pauschal der durchschnittliche Marktzinssatz bei einer angenommenen Restlaufzeit von 15 Jahren von 1,9 % (Vorjahr: 1,8 %) gemäß der Rückstellungsabzinsungsverordnung vom 18. November 2009 (zuletzt durch Artikel 9 des Gesetzes vom 11. März 2016 BGBI. I S. 396 geändert) verwendet.

Des Weiteren wurden folgende Prämissen berücksichtigt (Durchschnittswerte):

Aufgrund der bestehenden Schuldbeitrittserklärungen der EnBW AG werden Rückstellungen für Altersversorgungsverpflichtungen sowie für Altersteilzeitverpflichtungen (Angabe unter den Haftungsverhältnissen) von derselben übernommen und die Gesellschaft leistet einen Aufwandsersatz für die Anwartschaften.

Die Steuerrückstellungen und sonstigen Rückstellungen berücksichtigen alle erkennbaren Risiken und ungewissen Verbindlichkeiten. Sie sind in Höhe des nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrags (d. h. einschließlich zukünftiger Kosten- und Preissteigerungen, die vorwiegend aus der Entwicklung von Verbraucherpreisindizes abgeleitet sind) angesetzt. Rückstellungen mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr werden entsprechend der Rückstellungsabzinsungsverordnung abgezinst.

Für Verpflichtungen aus Altersteilzeit sowie Langzeitarbeitszeitkonten wurden die ausschließlich der Erfüllung der Verpflichtungen dienenden, dem Zugriff aller übrigen Gläubiger entzogenen Vermögensgegenstände mit ihrem beizulegenden Zeitwert mit den Rückstellungen verrechnet. Der beizulegende Zeitwert entspricht dem Aktivwert der Rückdeckungsversicherung.

Verbindlichkeiten sind mit ihrem Erfüllungsbetrag angesetzt.

Latente Steuern auf temporäre oder quasi-permanente Differenzen zwischen den handelsrechtlichen Wertansätzen von Vermögensgegenständen, Schulden und Rechnungsabgrenzungsposten und ihren steuerlichen Wertansätzen oder aufgrund steuerlicher Verlustvorträge werden auf Ebene des Organträgers (UENI) ermittelt und bei Passivüberhang - nach Saldierung - auch dort bilanziert.

Zur Absicherung finanzwirtschaftlicher Risiken werden Bewertungseinheiten gemäß § 254 HGB gebildet. Dabei kommen folgende Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätze zur Anwendung:

Sofern sich die positiven und negativen Wertänderungen bzw. Zahlungsströme von Grundgeschäft und Sicherungsinstrument in Bezug auf das abgesicherte Risiko für den Absicherungszeitraum vollständig ausgleichen, werden diese im Rahmen der kompensatorischen Bewertung grundsätzlich saldiert und weder in dem Wertansatz des Grund- bzw. Sicherungsgeschäfts noch in der Gewinn- und Verlustrechnung erfasst (sog. Einfrierungsmethode). Resultiert auf Basis des abgesicherten Risikos ein negativer Überhang der Wertänderungen des Grundgeschäfts und Sicherungsinstruments (Betrag der bisherigen Unwirksamkeit), wird diese Differenz aufwandswirksam in eine Rückstellung für Bewertungseinheiten eingestellt.

C.III. Erläuterungen zur Bilanz

(1) Anlagevermögen

Für die wesentlichen Anlagenklassen der Übertragungsanlagen stellt sich die Nutzungsdauer wie folgt dar:

Die Gliederung des Anlagevermögens und seine Entwicklung gehen aus dem in der Anlage 1 zum Anhang dargestellten Anlagenspiegel hervor.

Die Aufstellung des Anteilsbesitzes nach § 285 Nr. 11 HGB ist als Anlage 2 zum Anhang beigefügt.

(2) Vorräte

Bei den Vorräten handelt es sich im Wesentlichen um noch nicht fertige Aufträge, die an Dritte weiter zu berechnen sind.

(3) Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

Die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sind wie im Vorjahr innerhalb eines Jahres fällig.

Die Forderungen gegen verbundene Unternehmen haben wie im Vorjahr eine Restlaufzeit von bis zu einem Jahr und betreffen den Finanzverkehr (6,5 Mio. €; Vj. 460,3 Mio. €) sowie den Liefer- und Leistungsverkehr (131,3 Mio. €; Vj. 133,6 Mio. €).

Die sonstigen Vermögensgegenstände enthalten regulatorische Ansprüche gemäß § 21b Abs. 1 EnWG mit einer Restlaufzeit von bis zu einem Jahr (147,3 Mio. €; Vj. 13,4 Mio. €) sowie mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr (91,9 Mio. €; Vj. 246,6 Mio. €).

Die übrigen sonstigen Vermögensgegenstände sind, wie im Vorjahr, innerhalb eines Jahres fällig.

(4) Flüssige Mittel

Die Flüssigen Mittel betreffen Guthaben bei Kreditinstituten.

(5) Eigenkapital

Zum 31. Dezember 2024 beträgt das Stammkapital 10.000.001 € (Vj. 10.000.001 €). Alleinige Gesellschafterin ist die UENI mit 10.000.001 Geschäftsanteilen zu je 1,00 €.

Kapitalrücklagen bestehen zum Bilanzstichtag in Höhe von 4.898,7 Mio. € (Vj. 3.933,7 Mio. €). Über die Gesellschafterin UENI wurde die Kapitalrücklage um 965,0 Mio. € erhöht.

Die zum Geschäftsjahresende ausgewiesenen Gewinnrücklagen betragen unverändert 0,6 Mio. € und betreffen vollständig andere Gewinnrücklagen.

(6) Baukostenzuschüsse

In den Baukostenzuschüssen sind im Wesentlichen verwendete Engpasserlöse gemäß § 15 StromNZV für in Betrieb befindliche Vermögensgegenstände enthalten.

(7) Rückstellungen

Ausgewiesen sind Steuerrückstellungen über 8,3 Mio. € (Vj. 7,0 Mio. €) sowie sonstige Rückstellungen in Höhe von 1.361,7 Mio. € (Vj. 699,8 Mio. €).

Die sonstigen Rückstellungen enthalten im Wesentlichen Rückstellungen für regulatorische Verpflichtungen (373,9 Mio. €; Vj. 80,9 Mio. €), ausstehende Lieferantenrechnungen (193,8 Mio. €; Vj. 136,9 Mio. €) sowie für Verpflichtungen aus energiewirtschaftlichen Umlagen (182,7 Mio. €; Vj. 102,7 Mio. €) und aus dem EEG (182,3 Mio. €; Vj. 136,9 Mio. €). Darüber hinaus sind Rückstellungen für Netzertüchtigungsmaßnahmen (103,9 Mio. €; Vj. 109,6 Mio. €) und für Regelenergierechnungen (92,2 Mio. €; Vj. 65,9 Mio. €) enthalten.

Die Rückstellungen berücksichtigen alle nach den Grundsätzen vernünftiger kaufmännischer Beurteilung erkennbaren Risiken und ungewissen Verpflichtungen.

Die Rückstellung für Altersteilzeitverpflichtungen über 10,1 Mio. € (Vj. 8,7 Mio. €) sowie für Langzeitarbeitskonten in Höhe von < 0,1 Mio. € (Vj. < 0,1 Mio. €) werden gemäß § 246 Abs. 2 S. 2 HGB mit den jeweils dazugehörigen Vermögensgegenständen saldiert ausgewiesen und errechnen sich aus dem Erfüllungsbetrag abzüglich des beizulegenden Zeitwerts.

(8) Verbindlichkeiten

Die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen betreffen den Liefer- und Leistungsverkehr in Höhe von 427,8 Mio. € (Vj. 365,6 Mio. €) sowie den Finanzverkehr in Höhe von 101,5 Mio. € (Vj. 221,9 Mio. €).

Der Nennwert der Genussrechte, die die TransnetBW im Rahmen eines Mitarbeiterbeteiligungsprogramms in den Geschäftsjahren 2016-2024 ausgegeben hat, beträgt jeweils 1 €. Im Bestand befinden sich 4.816.890 Stück (Vj. 4.038.687 Stück).

(9) Rechnungsabgrenzungsposten

Der passive Rechnungsabgrenzungsposten enthält im Wesentlichen bis zum Bilanzstichtag erhaltene Engpasserlöse im Zusammenhang mit der Umsetzung des § 15 StromNZV.

C.IV. Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

(10) Umsatzerlöse

Die Umsatzerlöse beinhalten 1,1 Mio. € (Vj. 15,8 Mio. €), die früheren Geschäftsjahren zuzuordnen sind.

(11) Andere aktivierte Eigenleistungen

Die aktivierten Eigenleistungen für selbsterstellte Anlagen in Höhe von 87,1 Mio. € (Vj. 57,5 Mio. €) beinhalten Personalkosten, aktivierungspflichtige Gemeinkosten sowie allgemeine herstellungsbezogene und nicht herstellungsbezogene Verwaltungskosten in angemessener Höhe.

(12) Sonstige betriebliche Erträge

In den übrigen Erträgen sind im Wesentlichen Ansprüche auf Vertragsstrafen über 49,2 Mio. € (Vj. 66,1 Mio. €) sowie Erträge aus dem Abgang von Anlagevermögen in Höhe von 5,8 Mio. € (Vj. 0,6 Mio. €) enthalten. Die übrigen Erträge beinhalten 24,0 Mio. € (Vj. 12,9 Mio. €), die früheren Geschäftsjahren zuzuordnen sind.

(13) Materialaufwand

Im Materialaufwand sind 23,8 Mio. € (Vj. 54,9 Mio. €) enthalten, die früheren Geschäftsjahren zuzuordnen sind.

(14) Personalaufwand

In den Aufwendungen für Altersversorgung ist der unter Bilanzierung und Bewertung beschriebene Aufwandsersatz für Anwartschaften bei der Altersversorgung gegenüber der EnBW AG enthalten.

Im Personalaufwand sind 0,8 Mio. € (Vj. 0,2 Mio. €) enthalten, die früheren Geschäftsjahren zuzuordnen sind.

Arbeitnehmer im Jahresdurchschnitt:

Zum 31. Dezember 2024 beträgt die Arbeitnehmerzahl 1.608 (Vj. 1.331).

(15) Abschreibungen

Die Abschreibungen betreffen planmäßige Abschreibungen (85,8 Mio. €; Vj. 69,0 Mio. €) sowie im Vorjahr außerplanmäßige Abschreibungen (0,7 Mio. €). Es wurden keine Abschreibungen nach steuerlichen Vorschriften vorgenommen.

(16) Sonstige betriebliche Aufwendungen

Die Fremdleistungen für Verwaltung enthalten vorwiegend IT-Aufwendungen (49,3 Mio. €; Vj. 17,8 Mio. €).

In den übrigen Aufwendungen sind im Wesentlichen Aufwendungen im Zusammenhang mit erhobenen Pönalen betreffend der verzögerten Inbetriebnahme des besonderen netztechnischen Betriebsmittels enthalten, davon Risikovorsorge (92,7 Mio. €; Vj. 0 Mio. €) und davon Wertberichtigungen auf Forderungen (39,6 Mio. €; Vj. 0 Mio. €). Zudem sind weitere Personalkosten (13,5 Mio. €; Vj. 9,8 Mio. €) enthalten.

Aus dem Abgang von Vermögensgegenständen des Anlagevermögens sind Aufwendungen in Höhe von 2,2 Mio. € (Vj. 1,6 Mio. €) entstanden. Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen beinhalten weitere 0,3 Mio. € (Vj. 0,2 Mio. €), die früheren Geschäftsjahren zuzuordnen sind.

(17) Beteiligungs- und Finanzergebnis

Bei den sonstigen Zinsen und ähnlichen Erträgen handelt es sich neben dem Zinsanteil aus der Abzinsung der Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen, die der TransnetBW im Umlageverfahren von der EnBW AG vergütet werden (16,0 Mio. €; Vj. Aufwand 25,3 Mio. €) im Wesentlichen um Habenzinsen für Bankguthaben (22,0 Mio. €, Vj. 5,0 Mio. €).

Bei den Zinsen und ähnlichen Aufwendungen handelt es sich im Wesentlichen um periodenfremden Zinsaufwand betreffend Rückvergütung von Zinsen für die Geschäftsjahre 2020 und 2021 (3,5 Mio. €, Vj. 0 Mio. €) sowie Zinsen aus der Aufzinsung der sonstigen Rückstellungen (2,1 Mio. €, Vj. 0,8 Mio. €).

Im Finanzergebnis sind Aufwendungen über 3,5 Mio. € (Vj. 6,6 Mio. € Aufwendungen) enthalten, die früheren Geschäftsjahren zuzuordnen sind.

(18) Steuern

Mit der UENI besteht ein Organschaftsverhältnis bezüglich Körperschaft- und Gewerbesteuer.

In den sonstigen Steuern sind Erträge über 0,1 Mio. € (Vj. 0,1 Mio. € Aufwendungen) enthalten, die früheren Geschäftsjahren zuzuordnen sind.

C.V. Sonstige Angaben

Derivative Finanzinstrumente

Zum 31. Dezember 2024 hat TransnetBW derivative Finanzinstrumente zum Nominalbetrag von 37,1 Mio. € (Vj. 45,4 Mio. €) im Bestand. Es handelt sich dabei um an der European Energy Exchange AG, Leipzig, (EEX) gehandelte Phelix-Standardprodukte, die finanziell zu erfüllen sind. Sie werden ausschließlich zu Sicherungszwecken (Hedging) gehalten (Erläuterung des Risikomanagements im Risikobericht des Lageberichts). Ihr beizulegender Zeitwert, der sich anhand der Terminkurse (Settlementpreise) der EEX ermittelt, beträgt zum Bilanzstichtag -0,4 Mio. € (Vj. - 5,7 Mio. €).

Bewertungseinheiten

TransnetBW beschafft am Terminmarkt der EEX finanziell zu erfüllende Strom-Futures, um den zukünftig erwarteten Baseload-Anteil der Verlustenergiemengen gegen Preisschwankungen des kurzfristigen Spot-Markts abzusichern. Diese ökonomische Sicherungsbeziehung im Rahmen eines Portfolio-Hedges wird bilanziell durch die Bildung von Bewertungseinheiten behandelt.

Beim Marktpreisrisiko handelt es sich um das Risiko aus zukünftigen Schwankungen der Zahlungsströme der mit hoher Wahrscheinlichkeit geplanten Transaktionen von Verlustenergiemengen. Der abgesicherte Zeitraum betrifft die Lieferjahre 2025 und 2026.

Bei den Grundgeschäften handelt es sich um mit hoher Wahrscheinlichkeit geplante Transaktionen zur physischen Beschaffung der Baseload-Anteile der Verlustenergiemengen am Spot-Markt (für 2025 und 2026 in Summe 700 GWh). Als Grundgeschäfte wurden bislang geplante Transaktionen in Höhe von 390 GWh für die abgesicherten Zeiträume der Lieferjahre 2025 und 2026 designiert.

Als Sicherungsinstrumente werden alle von der TransnetBW am EEX-Terminmarkt gehandelten und finanziell zu erfüllenden Phelix-Standardprodukte Baseload designiert, womit zukünftige Schwankungen der Zahlungsströme aus dem Grundgeschäft kompensiert werden können und damit eine Absicherung der Marktpreisrisiken erreicht werden kann. Das Marktpreisrisiko des Grundgeschäfts ist zum Bilanzstichtag durch Futures zum Nominalvolumen von 390 GWh mit Erfüllung in den Jahren 2025 und 2026 abgesichert.

Da das Volumen der Sicherungsinstrumente zeitgleich und der Höhe entsprechend mit dem Grundgeschäft anfällt, ist von einem hochwahrscheinlichen Ausgleich auszugehen.

Für die prospektive Messung der Wirksamkeit und für die rechnerische Ermittlung des Betrages der bisherigen Unwirksamkeit wird die "Hypothetische Derivate Methode" verwendet. Die bewertungsrelevanten Parameter des hypothetischen Derivats (Preis, Nominalvolumen, Laufzeit, Produktart, etc.) entsprechen dem Grundgeschäft. Die Messung der prospektiven Wirksamkeit der Bewertungseinheit erfolgt anschließend mit Hilfe einer linearen Regressionsanalyse.

Die rechnerische Ermittlung des Betrags der bisherigen Unwirksamkeit erfolgt durch Anwendung der Dollar-Offset-Methode. Hierbei werden die Wertänderungen des hypothetischen Derivats den Wertänderungen des Sicherungsinstruments gegenübergestellt. Zum 31. Dezember 2024 wurde ein Betrag der bisherigen Unwirksamkeit in Höhe von -0,8 Mio. € (Vj. -2,2 Mio. €) ermittelt und in einer Rückstellung für Bewertungseinheiten abgebildet, die unter den sonstigen Rückstellungen ausgewiesen wird.

Haftungsverhältnisse

TransnetBW haftet für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen sowie für Verpflichtungen aus sonstigen Betriebsvereinbarungen in Höhe von 217,3 Mio. € (Vj. 193,5 Mio. €), deren Erfüllung die EnBW AG übernommen hat. Darüber hinaus haftet TransnetBW gemäß § 73 der Abgabenordnung als Organgesellschaft für die im Rahmen ihrer Organschaft bestehenden Gewerbe- und Körperschaftsteuer des Organträgers UENI. Die Gesellschaft schätzt jeweils das Risiko einer Inanspruchnahme als nicht wahrscheinlich ein, da derzeit keine Anzeichen bestehen, dass die UENI und EnBW AG ihren Zahlungsverpflichtungen nicht nachkommen werden.

Abschlussprüferhonorar

Das im Geschäftsjahr als Aufwand erfasste Honorar des Abschlussprüfers EY GmbH & Co. KG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft beträgt für die Abschlussprüfung 0,2 Mio. € und für andere Bestätigungsleistungen 0,1 Mio. €.

Sonstige finanzielle Verpflichtungen

Zum 31. Dezember 2024 bestehen sonstige finanzielle Verpflichtungen über 7.019,7 Mio. € (davon gegenüber verbundenen Unternehmen 607,8 Mio. €).

Sie beinhalten im Wesentlichen das Bestellobligo für Investitionen über 5.964,6 Mio. € und für übrige finanzielle Verpflichtungen (ohne Strom) über 904,6 Mio. €. Weiterhin bestehen Verpflichtungen aus Miet- und Pachtverträgen über 64,0 Mio. € sowie für Instandhaltungsmaßnahmen über 56,9 Mio. €. Darüber hinaus bestehen weitere finanzielle Verpflichtungen im Rahmen des normalen Geschäftsverkehrs.

Für die finanziellen Verpflichtungen, bei denen der künftige Betrag noch nicht endgültig feststeht, wurde der voraussichtliche Umfang nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung geschätzt.

Ergebniseinfluss steuerlicher Wertansätze

Aufgrund steuerlicher Wertansätze erhöhte sich das Jahresergebnis um 0,1 Mio. €.

Angaben zu den Organen der Gesellschaft

Für ihre Tätigkeiten im Geschäftsjahr 2024 wurden den Mitgliedern des Aufsichtsrats Gesamtbezüge in Höhe von 0,1 Mio. € gewährt.

Geschäftsführer

Dr. Werner Götz, Leonberg

(Vorsitzender der Geschäftsführung)

Geschäftsführer für die Bereiche

Michael Jesberger, Gremsdorf

Geschäftsführer für die Bereiche

Dr. Rainer Pflaum, Ötigheim

Geschäftsführer für die Bereiche

Auf die Angabe nach § 285 Nr. 9 Buchstabe a HGB wird nach § 286 Abs. 4 HGB verzichtet.

Frühere Mitglieder der Geschäftsführung erhielten im Geschäftsjahr 2024 Gesamtbezüge in Höhe von 0,6 Mio. €. Auszahlungen erfolgten über die EnBW AG. Es bestehen Pensionsverpflichtungen in Höhe von 8,4 Mio. €, die bei der EnBW AG passiviert sind.

Im Geschäftsjahr 2024 wurden keine Vorschüsse und Kredite an Organmitglieder gewährt. Es wurden keine Haftungsverhältnisse zugunsten von Organmitgliedern eingegangen.

C.VI. Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (EnWG)

Gemäß § 6b Abs. 2 EnWG sind Geschäfte größeren Umfangs mit verbundenen sowie assoziierten Unternehmen, wenn sie aus dem Rahmen der gewöhnlichen Energieversorgungstätigkeit herausfallen und für die Beurteilung der Vermögens- und Ertragslage von wesentlicher Bedeutung sind, gesondert auszuweisen. Im Geschäftsjahr 2024 waren dies:

C.VII. Nachtragsbericht

Im Januar 2025 wurde die Kapitalrücklage durch die Gesellschafterin UENI um 265 Mio. € erhöht.

Nach dem Ende des Geschäftsjahres sind keine weiteren Ereignisse eingetreten, die eine besondere Bedeutung für die Ertrags-, Finanz- und Vermögenslage der TransnetBW haben.

Entwicklung des Anlagevermögens 2024

(in Mio. €)

Anteilsbesitz gemäß § 285 Nr. 11 HGB zum 31.12.2024

¹⁾ Vorjahreswerte
²⁾ Neugründung in 2024 (Abschluss liegt noch nicht vor)

Tätigkeitsabschluss gemäß § 6b Abs. 3 EnWG TransnetBW GmbH, Stuttgart, für das Geschäftsjahr 2024

A. Allgemeines zum Tätigkeitsabschluss

B . Tätigkeitsbilanz zum 31. Dezember 2024 -Elektrizitätsübertragung

C. Tätigkeits-Gewinn- und Verlustrechnung vom 1. Januar bis 31. Dezember 2024 -Elektrizitätsübertragung-

D. Anhang zum 31. Dezember 2024 -Elektrizitätsübertragung

A. Allgemeines zum Tätigkeitsabschluss

Die Verpflichtung zur Kontentrennung in der internen Rechnungslegung (buchhalterisches Unbundling) ergibt sich aus den Bestimmungen des § 6b Abs. 3 EnWG. Dies umfasst auch die Aufstellung einer jeweiligen Bilanz und Gewinn- und Verlustrechnung für die in § 6b Abs. 3 Satz 1 Nr. 1 bis 7 EnWG aufgeführten Tätigkeitsbereiche.

Die TransnetBW trennt sich in die folgenden Tätigkeitsbereiche auf:

Die Tätigkeit "Elektrizitätsübertragung" umfasst alle dem Stromübertragungsnetz zuzuordnenden Aktivitäten der TransnetBW.

Die "Tätigkeiten außerhalb des Elektrizitäts- und Gassektors" umfassen vorwiegend vorbereitende Tätigkeiten und Untersuchungen zur kommerziellen Nutzung passiver Netzinfrastrukturen sowie eine Kooperation im Beratungsbereich.

B. Tätigkeitsbilanz zum 31. Dezember 2024 -Elektrizitätsübertragung-

AKTIVA

PASSIVA

C. Tätigkeits-Gewinn- und Verlustrechnung vom 1. Januar bis 31. Dezember 2024

-Elektrizitätsübertragung-

D. Anhang zum 31. Dezember 2024

-Elektrizitätsübertragung-

Die im Anhang der TransnetBW erläuterten Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden werden in den jeweiligen Tätigkeiten unverändert angewandt.

In der Bilanz und in der Gewinn- und Verlustrechnung werden derzeit aufgrund ihres geringen Umfangs Geschäftsvorfälle direkt einer Tätigkeit zugeordnet. Schlüsselungen waren, außer bei dem zugeordneten Eigenkapital, insofern noch nicht erforderlich.

Innerbetriebliche Leistungsbeziehungen in Form von Personalverrechnungen werden zu Vollkosten bewertet. Weitere Leistungsbeziehungen werden aus Personalvollkostensätzen abgeleitet.

Die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sind wie im Vorjahr innerhalb eines Jahres fällig.

Die Forderungen gegen verbundene Unternehmen haben wie im Vorjahr eine Restlaufzeit von bis zu einem Jahr und betreffen den Finanzverkehr (6,5 Mio. €; Vj. 460,3 Mio. €) sowie den Liefer- und Leistungsverkehr (131,3 Mio. €; Vj. 133,6 Mio. €). Weiterhin enthalten sind Verrechnungen zu den "Tätigkeiten außerhalb des Elektrizitäts- und Gassektors" (1,8 Mio. €; Vj. 0,8 Mio. €).

Die sonstigen Vermögensgegenstände enthalten regulatorische Ansprüche gemäß § 21b Abs. 1 EnWG mit einer Restlaufzeit von bis zu einem Jahr (147,3 Mio. €; Vj. 13,4 Mio. €) sowie mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr (91,9 Mio. €; Vj. 246,6 Mio. €). Die übrigen sonstigen Vermögensgegenstände sind, wie im Vorjahr, innerhalb eines Jahres fällig.

Dem Eigenkapital sind 4.909,2 Mio. € zugeordnet (Vj. 3.944,2 Mio. €). Die Veränderungen des Eigenkapitals der TransnetBW wurden entsprechend der Verhältnisse des bisher zugeordneten Eigenkapitals den Tätigkeitsbereichen zugewiesen. Der "Tätigkeit außerhalb des Elektrizitäts- und Gassektors" sind 0,1 Mio.€ (Vj. 0,1 Mio.€) des Eigenkapitals zugeordnet.

Die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen betreffen den Liefer- und Leistungsverkehr in Höhe von 427,8 Mio. € (Vj. 365,6 Mio. €) sowie den Finanzverkehr in Höhe von 101,5 Mio. € (Vj. 221,9 Mio. €).

Der Nennwert der Genussrechte, die die TransnetBW im Rahmen eines Mitarbeiterbeteiligungsprogramms in den Geschäftsjahren 2016-2024 ausgegeben hat, beträgt jeweils 1 €. Im Bestand befinden sich 4.816.890 Stück (Vj. 4.038.687 Stück). Die Verbindlichkeiten aus Genussrechten sind vollständig der Tätigkeit "Elektrizitätsübertragung" zugeordnet.

Für die Darstellung der sonstigen finanziellen Verpflichtungen und der Haftungsverhältnisse wird auf die Ausführungen im Anhang der TransnetBW verwiesen.

Entwicklung des Anlagevermögens 2024 -Tätigkeit Elektrizitätsübertragung-

(in Mio. €)

Lagebericht für das Geschäftsjahr 2024

1. Grundlagen des Unternehmens

1.1 Geschäftsmodell

1.2 Finanzielle und nichtfinanzielle Leistungsindikatoren

2. Wirtschaftsbericht

2.1 Marktumfeld

2.2 Politische und gesetzliche Rahmenbedingungen

2.3 Europapolitische Entwicklungen

2.4 Regulatorisches Umfeld

2.5 Geschäftsverlauf

2.6 Personal

2.7 Wirtschaftliche Lage

3. Prognose-, Chancen- und Risikobericht

3.1 Prognosebericht

3.2 Chancen- und Risikobericht

4. Erklärung zur Unternehmensführung

1. Grundlagen des Unternehmens

1.1 Geschäftsmodell

Die TransnetBW GmbH (TransnetBW) ist ein mittelbares Tochterunternehmen der EnBW Energie Baden-Württemberg AG (EnBW AG). Alleinige Gesellschafterin der TransnetBW ist die EnBW Übertragungsnetz Immobiliengesellschaft mbH & Co. KG (UENI). Diese wird von der EnBW AG zu 51,1 %, vom Südwest Konsortium unter der Führung der Sparkassen- Versicherung zu 24,95 % sowie von der die Kreditanstalt für Wiederaufbau im Auftrag der Bundesrepublik Deutschland zu 24,95 % gehalten.

In ihrer Regelzone ist die TransnetBW Eigentümerin eines 380/220 kV-Übertragungsnetzes und der Umspannung nach 110 kV, deren Systemführung in der Hauptschaltleitung Wendlingen wahrgenommen wird. Zu den Aufgaben der TransnetBW gehören insbesondere der bedarfsgerechte Netzausbau sowie die Instandhaltung bestehender Anlagen. Die TransnetBW sorgt zudem für einen transparenten und diskriminierungsfreien Marktzugang aller Marktteilnehmer zu ihrem Stromübertragungsnetz. Darüber hinaus hat sie als einer der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber die Verantwortung für die Systemsicherheit und Systembalance innerhalb ihrer Regelzone, welche sich über Baden- Württemberg und Vorarlberg/Österreich erstreckt. Ferner nimmt die TransnetBW in ihrer Funktion als Übertragungsnetzbetreiber eine wesentliche Rolle bei der Integration von Erneuerbaren Energien in das deutsche Energiesystem ein. Mit einer Stromkreislänge von mehr als 3.000 Kilometern hat ihr Übertragungsnetz große Bedeutung innerhalb des europäischen Strom-Verbundnetzes. Aufgrund seiner zentralen Lage wird darüber ein großer Teil der europäischen Stromtransporte, insbesondere in Nord-Süd-Richtung, abgewickelt. Es ist im Inland mit zwei weiteren Übertragungsnetzen sowie grenzüberschreitend mit den Übertragungsnetzen von Frankreich, Österreich und der Schweiz verbunden.

Die TransnetBW ist im Sinne des § 10 EnWG als Unabhängiger Transportnetzbetreiber organisiert und durch die Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (BNetzA) entsprechend zertifiziert.

1.2 Finanzielle und nichtfinanzielle Leistungsindikatoren

Das operative EBITDA (Ergebnis vor Ertragsteuern, Zinsen und Abschreibungen ex periodenfremder und neutraler Effekte) nach IFRS (International Financial Reporting Standards) stellt einen zentralen finanziellen Leistungsindikator dar. Da die Investitionen in den Netzausbau einen wesentlichen Treiber für den Unternehmenserfolg darstellen, sind diese ebenfalls eine bedeutende Kennzahl.

Als nichtfinanzielle Leistungsindikatoren werden unter anderem die AIT (Average Interruption Time), die Anzahl der Mitarbeitenden, der PEI (People Engagement Index) und die LTIF (Lost Time Injury Frequency) als Kennzahlen herangezogen.

2. Wirtschaftsbericht

2.1 Marktumfeld

Das Marktumfeld war im Jahr 2024 im Vergleich zu den beiden vorangegangenen Jahren grundsätzlich ruhiger.

Der andauernde Russland-Ukraine-Krieg sowie Konflikte mit weltweiten Folgen, wie beispielsweise im Nahen Osten, belassen die Unsicherheiten über die weitere Entwicklung insgesamt jedoch auf einem hohen Niveau, was sich auch in einer weiterhin bestehenden Volatilität der Energiemärkte niederschlägt. Der Einsatz von Markt- und Reservekraftwerke für die Systemstabilität lag gegenüber 2023 zwar auf einem leicht höheren Niveau, allerdings sanken insgesamt die Kosten aufgrund eines niedrigeren Preisniveaus. Nach wie vor entwickelt sich der gesetzliche und regulatorische Rahmen höchst dynamisch, wobei das Ende der Ampelregierung im November 2024 einige gesetzliche Entwicklungsprozesse (u. a. Kraftwerkssicherungsgesetz, Redispatch 2.0) aufgrund fehlender Mehrheiten im Bundestag abrupt stoppte. Weiterhin gut zeigt sich hingegen die Verfügbarkeit von Kraftwerksleistung, vor allem in Frankreich, sowie die Situation bei der Brennstoffversorgung der baden-württembergischen Kraftwerksstandorte.

Um im beschriebenen Umfeld die Handlungsfähigkeit der TransnetBW zur Aufrechterhaltung der Systemsicherheit sicherzustellen, erfolgten auch im abgelaufenen Geschäftsjahr weitere Abstimmungen mit der BNetzA und dem Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK). So auch im Zusammenhang mit der Netzreserve, u. a. betreffend die Beschaffung im Ausland, die Kohlebevorratung oder die langfristige Ausweisung der Systemrelevanz.

Zur weiteren Stärkung der Verfügbarkeit steuerbarer gesicherter Leistungsreserven in Baden-Württemberg ist eine mit der EnBW AG im Jahr 2023 gegründete Task Force um den Gasnetzbetreiber terranets bw und um das Großkraftwerk Mannheim erweitert worden. Ziel der Task Force ist in enger Zusammenarbeit mit der BNetzA eine möglichst langfristige Sicherstellung aller benötigten Ressourcen für einen sicheren Kraftwerksbetrieb.

Da eine nachhaltige Entspannung des Marktumfelds noch nicht absehbar ist, wird die TransnetBW auch im Jahr 2025 weiter an Konzepten zur Sicherung von Kraftwerksleistungen arbeiten. Hierzu zählt auch die Fortführung der politischen Diskussion um ein neues Kraftwerkssicherungsgesetz mit dem Ziel, neue gesicherte Kraftwerksleistung in Baden-Württemberg anzusiedeln.

2.2 Politische und gesetzliche Rahmenbedingungen

Wahl zum 21. Deutschen Bundestag am 23. Februar 2025

Die Ergebnisse der Bundestagswahl und Koalitionsverhandlungen werden voraussichtlich zu einer veränderten Bundesregierung führen. Mögliche Auswirkungen auf die politischen Rahmenbedingungen bzw. auf die Energiebranche können derzeit noch nicht bestimmt werden. Geboten ist jedoch die Finanzierbarkeit und damit die Sicherung der Akzeptanz der Energiewende, eine Optimierung des Netzausbaus, die Erhaltung der System- und Versorgungssicherheit und ein verlässlicher regulatorischer Rahmen.

Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG)

Seit Abschaffung der EEG-Umlage zum 1. Januar 2023 erfolgt die Finanzierung des Ausbaus der Erneuerbaren Energien vollständig aus dem Bundeshaushalt. Die Übertragungsnetzbetreiber bestimmen zu diesem Zweck jährlich im Voraus den EEG- Finanzierungsbedarf auf Basis prognostizierter Einnahmen und Ausgaben.

Für das Jahr 2024 hatten die Übertragungsnetzbetreiber zunächst einen EEG- Finanzierungsbedarf in Höhe von 10,6 Mrd. € prognostiziert. Hohe Plan-Ist-Abweichungen, weit überwiegend infolge der Entwicklung der Börsenpreise, führten über das Jahr 2024 hinweg zu signifikant niedrigeren Einnahmen als geplant. Ein hieraus entstandener weiterer Finanzierungsbedarf wurde vom Bund über eine überplanmäßige Ausgabe im Bundeshaushalt in Höhe von 8,8 Mrd. € gedeckt.

Die Prognose des EEG-Finanzierungsbedarfs für das Jahr 2025 beläuft sich auf 16,5 Mrd. €. Dieser wird wiederum aus dem Bundeshaushalt finanziert. Die EEG-Abwicklung ist für die TransnetBW grundsätzlich ergebnisneutral. Aus Liquiditätssicht besteht ein Risiko von Zwischenfinanzierungsbedarfen im Falle von Plan-Ist-Abweichungen und einhergehenden höheren Ausgaben als Einnahmen, wenn diese EEG-Differenzkosten vom Bund erst ex post ausgeglichen würden.

Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) / KWKG-basierte Umlagen

Die Abwicklung der KWKG- und der KWKG-basierten Umlagen ist für die TransnetBW grundsätzlich ergebnisneutral.

Der Aufschlag für besondere Netznutzung steigt deutlich an. Maßgeblich basiert diese Entwicklung auf einer Festlegung der BNetzA zur Verteilung von Mehrkosten in Netzen aus der Integration von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien. Dabei werden entsprechende Kosten des Netzausbaus über den Aufschlag für besondere Netznutzung refinanziert. Hingegen werden Netzentgelte stark belasteter Verteilnetzbetreiber entlastet.

Die Entwicklung der Offshore-Netzumlage ist maßgeblich durch den anhaltenden Offshore-Netzausbau begründet.

Bundesbedarfsplangesetz (BBPIG) / Netzentwicklungsplan (NEP)

Der NEP 2037/2045 (Version 2023) wurde im März 2024 von der BNetzA bestätigt. Er beschreibt erstmals ein Stromübertragungsnetz, mit dem ein klimaneutrales Energiesystem betrieben werden kann. Von sieben neuen Gleichstromverbindungen an Land sind zwei Projekte (NordWestLink und SuedWestLink) mit Beteiligung der TransnetBW. Weiterhin sind 21 Offshore-Netzanknüpfungspunkte neu bestätigt. Darüber hinaus wurde der Bedarf für zahlreiche neue Wechselstromleitungen sowie Um- und Neubauten von Umspannwerken bestätigt. Mit dem Bundesbedarfsplangesetz (BBPIG) stellt der Gesetzgeber die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und den vordringlichen Bedarf der im NEP enthaltenen Vorhaben verbindlich fest. Eine entsprechende Novellierung des BBPIG steht zur Beschlussfassung noch aus.

Seitens der Netzbetreiber wurde im Juni 2024 der Entwurf des Szenariorahmens Strom für den NEP 2037/2045 (Version 2025) bei der BNetzA eingereicht. Erstmals hat die BNetzA die Konsultationen zu den beiden Szenariorahmen Strom und Gas/Wasserstoff gemeinsam geführt. Die Bestätigung des Szenariorahmens steht noch aus.

Kraftwerksstrategie

Mit der von der Bundesregierung in 2023 angekündigten Kraftwerksstrategie soll u. a. der Kohleausstieg 2030 ermöglicht werden. TransnetBW hat sich für eine lokale Komponente stark gemacht und mit dem Neubau-Vorschuss einen eigenen Vorschlag in die politische Diskussion eingebracht. Das Thema Lokalisierung wurde auch im Eckpunktepapier zur Kraftwerksstrategie aufgegriffen, welches im September 2024 veröffentlicht wurde. Obwohl die BNetzA einen Zubaubedarf von bis zu 21 GW attestierte, soll über die Kraftwerksstrategie nunmehr nur 12,5 GW gesicherter Leistung beanreizt werden, darunter auch 2 GW Modernisierung.

Im November 2024 schloss eine Konsultation des Gesetzestextes an, an der sich die TransnetBW gemeinsam mit den anderen drei Übertragungsnetzbetreibern beteiligte. Der Gesetzesentwurf wurde noch nicht beschlossen.

2.3 Europapolitische Entwicklungen

Umsetzung der Erneuerbare-Energien-Richtlinie (RED III)

Mit der in 2023 vom Europäischen Parlament verabschiedeten Richtlinie soll der Anteil Erneuerbarer Energien am Gesamt-Bruttoenergieverbrauch der EU bis 2030 auf 42,5 % erhöht werden. Innerhalb ausgewiesener Ausbaugebiete führt die RED III zusätzliche Beschleunigungsgebiete ein. In diesen entfallen die Umwelt- und Artenschutzprüfungen auf Projektebene und werden stattdessen für ein gesamtes Gebiet durchgeführt. Die ursprünglich bis Juli 2024 gesetzte Frist zur Umsetzung in nationales Recht wurde um ein Jahr bis Juli 2025 verlängert.

EU-Gebotszonenstudie

Gemäß den Methoden-Festlegungen durch ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) führen die europäischen Übertragungsnetzbetreiber eine Gebotszonenstudie durch, die in den nächsten Monaten veröffentlicht und an die Mitgliedstaaten für den weiteren Entscheidungsprozess übergeben werden soll. Darin werden alternative Gebotszonenzuschnitte mit dem Status Quo verglichen. Das Ergebnis ist eine gemeinsame Empfehlung der europäischen Übertragungsnetzbetreiber zur Beibehaltung oder Anpassung der Gebotszonen.

Aktionsplan der EU-Kommission für das Europäische Stromnetz

In einem von der EU-Kommission veröffentlichten Aktionsplan für das Europäische Stromnetz werden mehrere Herausforderungen für die Beschleunigung des Netzausbaus definiert. Dazu zählt neben Finanzierungsmöglichkeiten, Genehmigungsverfahren und netzplanerischen Aspekten unter anderem ein stützender und zukunftssicherer Rechtsrahmen. Durch den Fokus der EU-Kommission auf einen umweltfreundlichen Industrieplan zur Förderung der Wettbewerbsfähigkeit in Europa werden die Herausforderungen in Verbindung mit dem Ziel gesehen, die Energiepreise zu senken.

Netto-Null Industrieverordnung - Kriterien für nachhaltige Beschaffung erwartet

Im Juni 2024 trat der europäische Net Zero Industry Act in Kraft, eine Verordnung die bessere Investitionsbedingungen für klimafreundliche Industrie schaffen soll. Bestandteil der Verordnung sind mehrere ergänzende Rechtsakte, wovon einer die Anwendung ökologischer Nachhaltigkeitskriterien bei der Beschaffung festlegt. Davon ist auch die TransnetBW unmittelbar betroffen. Der ergänzende Rechtsakt wird derzeit von der EU- Kommission erarbeitet und bis März 2025 vorgelegt. Darin sollen die Anwendung, Definition, Gewichtung und Ausgestaltung der Kriterien für ökologische Nachhaltigkeit bei der Beschaffung festgelegt werden.

2.4 Regulatorisches Umfeld

Neugestaltung des Regulierungsrahmens

Durch eine Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) hat die BNetzA mehr Unabhängigkeit und Kompetenzen im Bereich der Energieregulierung erhalten. Bis zum Ende einer Übergangszeit müssen wesentliche Verordnungen durch Festlegungen der Behörde ersetzt werden, um so den neuen Regulierungsrahmen zu definieren. Dieser soll spätestens ab der fünften Regulierungsperiode (ab 2029) gelten.

Mit ihrem Eckpunktepapier "NEST" zur Weiterentwicklung der Kosten- und Anreizregulierung im Strom- und Gasbereich hat die BNetzA den Prozess auf der Verteilnetzebene im Januar 2024 gestartet. Im Jahresverlauf folgten diverse Fachaustausche und Konsultationen zu Einzelthemen. Erste Festlegungsentwürfe im Verfahren der Verteilnetzebene werden im zweiten Quartal 2025 erwartet.

Für die Übertragungsnetzbetreiber will die BNetzA einen eigenen Regulierungsrahmen schaffen. Der Prozess dazu wird separat geführt und soll im ersten Quartal 2025 mit einem Eckpunktepapier starten.

Verantwortlich für die Neugestaltung des Regulierungsrahmens ist innerhalb der BNetzA die neu gegründete Große Beschlusskammer, bestehend aus dem Präsidium der Behörde sowie den sachlich zuständigen Beschlusskammervorsitzenden und Abteilungsleitungen.

Erhebung von Baukostenzuschüssen (BKZ)

Im November 2024 hat die BNetzA ein Positionspapier zur Erhebung von BKZ veröffentlicht. Das Positionspapier setzt auf das ",Positionspapier zur Erhebung von Baukostenzuschüssen (BKZ) für Netzanschlüsse im Bereich Netzebenen oberhalb der Niederspannung" der Beschlusskammer 6 aus 2009 auf und entwickelt dieses an einigen Stellen weiter.

Die BNetzA geht davon aus, dass ein effizienter Netzbetreiber mit Netzausbaubedarf BKZ gegenüber seinen Anschlusskunden diskriminierungsfrei und transparent erhebt. Ein transparenter Ausweis des BKZ soll kalenderjährlich im Voraus auf den Preisblättern erfolgen.

Der BKZ soll primär eine Lenkungs- und Steuerungsfunktion erfüllen, da Anschlussnehmer angehalten werden, die Nachfrage nach Anschlusskapazität nur nach dem tatsächlichen Bedarf zu dimensionieren.

Übertragungsnetzbetreiber sollen auf Grundlage des weiterentwickelten Positionspapiers bei der Ermittlung der BKZ einheitlich vorgehen und der Höhe nach Differenzierungen vornehmen. Eine Differenzierung kann etwa dann erfolgen, wenn die Ansiedlung eines Verbrauchers - bspw. einer Fabrik, eines Elektrolyseurs oder eines Stromspeichers - aus Perspektive des Netzes an einem bestimmten Standort weniger oder keine Zusatzkosten verursacht.

Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber werden in Folge des Positionspapiers künftig einen regional differenzierten BKZ von ihren Lastkunden erheben. Für Einspeiser ist die Erhebung von BKZ gesetzlich ausgeschlossen.

Für Verteilnetzbetreiber gilt der Grundsatz, dass in einem Netzgebiet je Netzbetreiber ein einheitlicher BKZ zu erheben ist.

Verfahren zur Festlegung der Erlösobergrenze der vierten Regulierungsperiode

Mit dem Beschluss zur Festlegung der kalenderjährlichen Erlösobergrenzen der vierten Regulierungsperiode hat die BNetzA im Mai 2024 das Ausgangsniveau der Erlösobergrenzen nach § 6 ARegV sowie den Effizienzwert mit Geltung für die Jahre 2024 bis 2028 festgelegt. Mit dem Beschluss wird der TransnetBW ein Effizienzwert von 100 % nach dem Verfahren der relativen Referenznetzanalyse gem. § 22 ARegV bescheinigt. Das Ausgangsniveau, welches insbesondere die Vergütung der vorübergehend nicht beeinflussbaren Kostenanteile gem. § 11 Abs. 3 ARegV über die Dauer der vierten Regulierungsperiode regelt, wurde auf Grundlage der beantragten Kosten des Basisjahrs 2021 festgelegt.

Festlegung der Eigenkapitalzinssätze für die vierte Regulierungsperiode

Im Jahr 2021 hat die BNetzA die Zinssätze für Strom- und Gasnetzbetreiber für die vierte Regulierungsperiode (2024 bis 2028) festgelegt. Für Neuanlagen sank der Eigenkapitalzinssatz von 6,91 % auf 5,07 % vor Körperschaftsteuer. Für Altanlagen, die vor 2006 errichtet wurden, sank der Eigenkapitalzinssatz von 5,12 % auf 3,51 % vor Körperschaftsteuer. Die TransnetBW hat wie eine Vielzahl weiterer Strom- und Gasnetzbetreiber Rechtsbeschwerde gegen die Festlegung vor dem Oberlandesgericht (OLG) Düsseldorf eingereicht. Nachdem das OLG der Beschwerde anderer Netzbetreiber in einem Musterverfahren zunächst stattgegeben hatte, hat der Bundesgerichtshof das Urteil wieder aufgehoben und die Festlegung der BNetzA damit bestätigt.

Vor dem Hintergrund des seit 2022 signifikant angestiegenen Zinsniveaus hat die BNnetzA unabhängig von dem o. g. Verfahren eine weitere Festlegung erlassen, wonach der EK- Zinssatz für ab 2024 getätigte Neuinvestitionen im Rahmen des Kapitalkostenaufschlags bis zum Ende der vierten Regulierungsperiode jährlich angepasst wird. Die Anpassung erfolgt jährlich, solange Vermögenswerte sich im Status "Anlagen im Bau" befinden. Mit dem Übergang in das Fertiganlagevermögen wird für die jeweiligen Vermögenswerte der Zinssatz des Zugangsjahrs bis Ende 2028 fixiert. Die Zinsanhebung resultiert i. W. aus einer Orientierung am aktuellen einjährigen Durchschnitt des risikolosen Basiszinssatzes anstelle des historischen zehnjährigen Durchschnitts. Dieser einjährige Durchschnitt wird dabei jährlich neu ermittelt und der resultierende EK-Zinssatz entsprechend rollierend angepasst. Statt des bisher gültigen EK-Zinssatzes i. H. v. 5,07 % vor Steuern wird sich im Kapitalkostenaufschlag für 2024 ein EK-Zinssatz i. H. v. 6,92 % vor Steuern ergeben.

Eine Anwendung des höheren Zinssatzes auf Investitionen vor 2024 sowie auf Investitionen ab 2024 im Rahmen von Investitionsmaßnahmen nach § 23 ARegV ist durch die Festlegung explizit nicht vorgesehen. TransnetBW hat aus diesem Grund Ende 2023 einen Antrag nach § 29 Abs. 2 EnWG auf Neufestlegung des EK-Zinssatzes für alle Investitionen vor dem Hintergrund der veränderten Kapitalmarktbedingungen gestellt, welcher durch die BNetzA abgelehnt wurde. Das entsprechende Verfahren ist zusammen mit weiteren gleichgelagerten Verfahren anderer Netzbetreiber noch vor dem OLG Düsseldorf anhängig. Mit einer Verhandlung in Musterverfahren wird frühestens in der zweiten Jahreshälfte 2025 gerechnet.

Genereller sektoraler Produktivitätsfaktor (X-Gen)

Der X-Gen ist ein Maß für die Produktivitäts- und Einstandspreisentwicklung im Stromnetzsektor verglichen mit der Gesamtwirtschaft. Zusammen mit dem Verbraucherpreisindex bestimmt er den Pfad, über den sich die zulässigen Erlöse für vorübergehend nicht beeinflussbare Kostenanteile nach § 11 Abs. 3 ARegV entwickeln. Für die vierte Regulierungsperiode, welche 2024 begonnen hat, wurde der X-Gen auf 0,86 % festgelegt. Wie bereits in der dritten Regulierungsperiode wird die Sachgerechtigkeit der Ermittlungsmethodik, insbesondere die Angemessenheit des zugrundeliegenden Datenzeitraums, wie auch die Prognosegüte der zugrundeliegenden Methodik, von Seiten der Netzbetreiber angezweifelt. In entsprechende Gerichtsverfahren zum X-Gen der dritten Regulierungsperiode wurde die Festlegung der BNetzA letztinstanzlich durch den BGH jedoch bestätigt.

Netznutzungsentgelte 2025

Für das Jahr 2025 ergibt sich für die vollständig vereinheitlichten Übertragungsnetzentgelte ein durchschnittlicher Preis von rund 6,65 ct/kWh. Dies entspricht einem durchschnittlichen Anstieg von 3,4 % gegenüber dem Vorjahr. Die Änderung der Netzentgelte kann je nach angeschlossener Spannungsebene und Benutzungsstundendauer unterschiedlich hoch ausfallen. So sinken die durchschnittlichen Netzentgelte 2025 in der Höchstspannungsebene um rund 12 %, während sie in der Umspannungsebene um rund 20 % ansteigen.

Die Erlösobergrenze 2025 der TransnetBW steigt um rund 11 % gegenüber dem Jahr 2024 an. Dies ist insbesondere auf steigende Kosten aufgrund des zunehmenden Netzausbaus sowie auf einen steigenden Regulierungskontozuschlag auf die EOG 2025 zurückzuführen. Grund für den Anstieg des Regulierungskontozuschlags ist die Nachholung von Mehrkosten für Systemdienstleistungen des Jahres 2022 zu einem Drittel. Plankosten für Systemdienstleistungen des Jahres 2025 führen hingegen zu einem gegenläufigen Effekt.

Freiwillige Selbstverpflichtungen Netzreserve

TransnetBW hält zur Gewährleistung von Sicherheit und Zuverlässigkeit der Stromversorgung inländische Kraftwerke in der Netzreserve vor. Besteht darüber hinaus zusätzlicher Bedarf, werden Verträge mit ausländischen Kraftwerksbetreibern abgeschlossen.

Die Aufwendungen und Erlöse aus den jeweiligen Verträgen können durch den Abschluss von freiwilligen Selbstverpflichtungen der Übertragungsnetzbetreiber in die Netznutzungsentgelte überführt werden. Für die inländischen Netzreservekraftwerke werden diese Verträge kraftwerksindividuell abgeschlossen.

In der Regelzone der TransnetBW sind derzeit Kraftwerke an sechs Standorten mit teilweise mehreren Blöcken in der Netzreserve vorgehalten. Neu in die Netzreserve aufgenommen wurden Block 7 des Rheinhafen-Dampfkraftwerks Karlsruhe (Mai 2024 bis März 2031) und Block 8 des Großkraftwerks Mannheim (April 2024 bis März 2031).

Für Heilbronn Block 7 ist die Systemrelevanzausweisung von August 2024 bis März 2031 von der BNetzA genehmigt. Der Eintritt in die Netzreserve ist für März 2026 geplant. Die Systemrelevanz gilt längstens bis März 2031, endet jedoch mit Inbetriebnahme des Neubauprojekts Heilbronn Block 8, die für Ende 2026 vorgesehen ist.

Für Block 2 des Heizkraftwerks Altbach ist die Systemrelevanzausweisung von März 2024 bis März 2031 von der BNetzA genehmigt. Der Eintritt in die Netzreserve ist mit Inbetriebnahme von Block 3 im ersten Halbjahr 2027 nach vorheriger Umrüstung von Block 2 auf Erdgas geplant.

Da für die Blöcke GTII und DTIII in Marbach zum Jahresende 2023 die immissionsschutzrechtliche Genehmigung ausgelaufen ist, sind diese aus der Netzreserve ausgeschieden. Block 1 in Walheim ist im Juli 2024 nach Aufhebung des Stilllegungsverbots durch die BNetzA aus der Netzreserve ausgeschieden. Walheim Block 2 wird Ende März 2025 mit Auslaufen der Systemrelevanz endgültig stillgelegt.

Das Heizkraftwerk Magirusstraße/Ulm ist im Dezember 2022 an den Strommarkt zurückgekehrt und bis März 2024 im Markt verblieben. Während der Teilnahme am Strommarkt haben Kraftwerksbetreiber keinen Anspruch auf Erstattung von Leistungsvorhaltekosten, Erzeugungsauslagen (Arbeitskosten) und Kapitalbindungskosten (Opportunitäten). Kosten zur Wiederherstellung der Betriebsbereitschaft werden dem Markt und der Netzreserve zugeordnet.

Aufgrund der Bedarfsfeststellung über fehlende inländische Netzreserve wurden für den Winter 2024/2025 ebenfalls Netzreserveverträge mit Anbietern in der Schweiz und in Italien abgeschlossen.

Freiwillige Selbstverpflichtung ReDEM (ehemals: FSV Redispatch)

Die BNetzA hat im Jahr 2022 ein Verfahren zur Festlegung des angemessenen finanziellen Ausgleichs eingeleitet, welches die neuen Vergütungsregeln für Redispatch definieren soll. Mittlerweile wurden die neuen Vergütungsregeln in der Branche diskutiert und von der BNetzA in einer neuen Festlegung im Juni 2024 verabschiedet (BK 8-22-001-A). Sie ist rückwirkend zum 1. Januar 2024 in Kraft getreten und maßgebend für die Redispatch- Vergütung. Die FSV Redispatch ist mit dem Ende der dritten Regulierungsperiode zum 31. Dezember 2023 außer Kraft getreten. Um die entstehenden Redispatch-Kosten auch in der vierten Regulierungsperiode refinanzieren zu können, haben die Übertragungsnetzbetreiber mit der BNetzA die "Freiwillige Selbstverpflichtung ReDEM" (FSV ReDEM) verhandelt. Die FSV ReDEM wurde ebenfalls im Juni 2024 erfolgreich von der BNetzA verabschiedet und tritt rückwirkend zum 1. Januar 2024 in Kraft. Somit ist die Refinanzierungsmöglichkeit von Redispatch-Kosten weiterhin gegeben.

Signifikante Entwicklungen bei der FSV ReDEM werden im Jahr 2025 nach aktuellem Kenntnisstand nicht erwartet.

2.5 Geschäftsverlauf

Systemführung

Die Energiewende führt in Kombination mit dem laufenden Kohleausstieg, Verzögerungen im Netzausbau und Kraftwerksneubau sowie wachsender Handelsaktivitäten weiterhin zu angespannten Situationen und Herausforderungen in der Systemführung.

Zur Wahrung der Systemsicherheit wurden umfangreiche netz- und marktbezogene Maßnahmen durchgeführt. Neben topologischen Eingriffen waren regelmäßig Redispatch- Maßnahmen und der Einsatz von Reservekraftwerken erforderlich. Durch Vorgaben aus dem Clean Energy Package (EU-Legislativpaket zur Energie- und Klimapolitik) ist von einer Erweiterung grenzüberschreitender Handelskapazitäten auszugehen, was perspektivisch zu einer weiteren Zunahme der Lastflüsse im Netz der TransnetBW und tendenziell zu mehr Redispatch-Bedarf führt. Der Umfang an marktbezogenen Maßnahmen wird dadurch weiter zunehmen, wobei grenzüberschreitende Maßnahmen an Bedeutung gewinnen.

Das N-1-Kriterium ist ein elementares Prinzip für die Planung und den Betrieb eines Übertragungsnetzes. Dabei muss das Stromnetz jederzeit den Ausfall einer wichtigen Leitung oder anderen Komponente verkraften können, ohne dass es zu großflächigen Stromausfällen kommt. Im Jahr 2024 waren N-1-Verletzungen zu verzeichnen. Für den Ausbau der Übertragungsnetze sind umfangreiche Freischaltungen notwendig, die das bestehende Netz vorübergehend schwächen. Obwohl in der Schaltungsplanung im Vorfeld die Durchführbarkeit der Freischaltungen intensiv analysiert wird und die Freischaltsituation anschließend im Rahmen der operativen Betriebsplanung in mehreren Engpassbehebungsprozessen analysiert wird, können Sonderereignisse dennoch zu einer Verletzung des N-1-sicheren Betriebs führen. Zusätzlich wurden im Jahr 2024 für den fortschreitenden Netzausbau viele Schaltungen durchgeführt, die das System zusätzlich belastet haben. So ist die Freischaltungsdauer von Betriebsmitteln im Vergleich zum Vorjahr um 40 % gestiegen. Die gestiegene Freischaltungsdauer in Kombination mit volatilen Erneuerbare-Energien-Prognosen kann in Ausnahmefällen zu kritischen Netzsituationen führen.

Um mit den wachsenden Herausforderungen Schritt halten zu können, sind kontinuierliche weitere Prozessverbesserungen notwendig. Ein wichtiger Baustein ist der Redispatchermittlungsserver der deutschen Übertragungsnetzbetreiber, der im Bereich der untertägigen Redispatchdimensionierung erfolgreich in den operativen Betrieb überführt wurde und in den kommenden Jahren sukzessive um weitere Funktionen erweitert wird.

Deutliche Fortschritte konnten bei der Spannungshaltung durch die Inbetriebnahme der 380 kV-Kompensationsdrosselspule in Neckarwestheim und des Ultranet-Konverters in Philippsburg erzielt werden. Die Wahrscheinlichkeit für spannungsbedingten Redispatch in der TransnetBW-Regelzone sinkt damit deutlich.

Im Rahmen der Systemanalysen der deutschen Übertragungsnetzbetreiber, die jährlich in enger Abstimmung mit BNetzA und BMWK erstellt werden, wurde für den Winter 2024/25 ein Bedarf an gesicherter Reserve im Ausland identifiziert. Im Anschluss an die offizielle Feststellung des Bedarfs durch die BNetzA hat TransnetBW im Rahmen eines Interessensbekundungsverfahrens in der Schweiz, in Frankreich und in Italien rund 1,5 GW gesicherte Redispatchleistung kontrahiert.

Im Jahr 2025 ist grundsätzlich mit vergleichbaren herausfordernden Netzsituationen wie im Jahr 2024 zu rechnen. Außerhalb der TransnetBW-Regelzone stehen vier Braunkohlekraftwerke, deren weiterer Marktbetrieb durch das Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz bis Ende März 2024 ermöglicht wurde, nicht mehr zur Verfügung. Die Verfügbarkeit der französischen Kernkraftwerke ist höher als im vorigen Winter. Die Gasspeicherfüllstände in Deutschland liegen Anfang Februar rund 20 Prozentpunkte unter denen des Vorjahres. Es ist dennoch nicht von Einschränkungen bei der Gasversorgung (systemrelevanter Gaskraftwerke) auszugehen. Die bisherige Netzsituation im Winter 2024/25 kann somit als nicht kritischer als die des Vorjahres beschrieben werden.

Im Jahr 2024 gab es keine meldepflichtige Versorgungsunterbrechung. Die Average Interruption Time (AIT) hat somit entsprechend den Zielsetzungen null betragen. Die AIT bezeichnet die durchschnittliche Zeit pro Jahr, in der Kunden am Netz der TransnetBW nicht mit elektrischer Energie versorgt wurden. Sie errechnet sich aus dem Verhältnis der im jeweiligen Jahr nicht gelieferten Energie im Verhältnis zur gesamten an Kunden gelieferten Energie.

Strategisches Asset Management

Auf dem Tätigkeitsfeld der für eine Szenarienentwicklung bedeutenden Energiesystemmodellierung wurde die Kooperation mit der TU Berlin und der Austrian Power Grid AG weiter vertieft. Eine fundierte Vorhaltung von Know-how und Methodenwissen, auch über das Stromsystem hinaus, wird für die Netzbetreiber immer wichtiger, um Trends frühzeitig bewerten zu können. Mit der Anwendung neu entwickelter Methoden und Tools in der Studie Adequacy2050 wurde dabei eine erste Bewährungsprobe bestanden.

Die vertikale Netzausbauplanung mit den 110kV Netzkunden der TransnetBW wurde auf Basis der Szenarien des aktuellen Netzentwicklungsplanes weiter vorangetrieben. In einer weiteren Konkretisierungsstufe wurden die auszubauenden und die neu zu erstellenden Schaltanlagen identifiziert und in die Topologie des Bestandsnetzes eingebunden. Darüber hinaus wurden Optimierungspotentiale identifiziert, um den enorm hohen Ausbaubedarf für ein komplett dekarbonisiertes Stromsystem auf ein leistbares Maß zu begrenzen.

Bei der Bestätigung der Maßnahmen des Netzentwicklungsplanes 2037/45, Version 2023 ging die BNetzA neue Wege. So wird in diesem Netzentwicklungsplan ein Vollausbau des dekarbonisierten Stromsystems im Jahr 2045 mit allen Konsequenzen gezeigt. Die BNetzA hat deshalb über das von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagene Maß hinaus Netzausbaumaßnahmen bestätigt. Das Ergebnis ist ein enorm hoher Zubaubedarf. Es ist nun zu erwarten, dass in folgenden Planungsrunden die Optimierung der Ausbaumaßnahmen und der hinterlegten Betriebs- und Einsatzkonzepte gefordert wird, um das Maßnahmenportfolio in eine volkswirtschaftlich vertretbare Größenordnung zu bringen.

Die Arbeit an einem überlagerten Gleichstromnetz in Form von Gleichstrom-Multihubs wurde stark intensiviert und hat mit der Bestätigung der DC4X-Projekte durch die BNetzA einen weiteren Entwicklungsschub erfahren. Zusammen mit den anderen deutschen Übertragungsnetzbetreibern konnte eine Innovationspartnerschaft zur Entwicklung von DC-Multiterminals mit Industriepartnern Siemens Energy, GE Vernoca und Hitachi Energy vereinbart werden.

Netzprojekte - Bereich DC (Gleichstrom)

Das Projekt ULTRANET schreitet weiter voran und es wurden wesentliche Meilensteine erreicht. Im Dezember 2024 wurde die Konverter-Anlage am südlichen Ende der zukünftigen Gleichstromleitung in Philippsburg offiziell eingeweiht und trägt zunächst im STATCOM-Betrieb zur Netzstabilität bei. Ebenfalls wurde die Replika des Systems in Betrieb genommen. Der Bau der DC-Freileitungsanlage ist bereits zu rund zwei Dritteln fertig gestellt und liegt damit im Zeitplan.

Auch im Projekt SuedLink konnten in 2024 wesentliche Umsetzungsschritte erreicht werden: Im Februar 2024 wurde der letzte Antrag auf Planfeststellung eingereicht. Im Mai 2024 konnte termingerecht mit dem Bau der Schächte für die Verlegung im Bergwerk begonnen werden. Der Baufortschritt auf dem Konvertergelände in Leingarten ist planmäßig fortgeschritten, so dass erste Trafolieferungen im Dezember 2024 stattfinden konnten. Die Ausschreibungen und Vergaben der insgesamt zehn Tiefbaulose wurden ebenfalls plangemäß im Dezember 2024 abgeschlossen. Insgesamt betrachtet neigt sich die Planungs- und Genehmigungsphase im Projekt SuedLink dem Ende zu, so dass im Geschäftsjahr 2025 mit dem Trassenbau in allen Planfeststellungsabschnitten begonnen werden kann.

Das Projekt NordWestLink (DC41) erstreckt sich vom Suchraum rund um das niedersächsische Alfstedt bis nach Obrigheim in Baden-Württemberg. Die zwei GW Leitung quert das Projekt OstWestLink. Der südliche Abschnitt liegt in der Verantwortung der TransnetBW, der nördliche Abschnitt dieser Kreuzung wird von der Tennet TSO GmbH (TenneT) betreut. Nach Fertigstellung wird der NordWestLink etwa 600 Kilometer lang sein.

SuedWestLink (DC42) erstreckt sich über etwa 730 Kilometer und verbindet den Suchraum Büchen/Breitenfelde/Schwarzenbek-Land in Schleswig-Holstein mit dem Landkreis Böblingen in Baden-Württemberg. SuedWestLink ist auf eine Leistung von zweimal zwei GW ausgelegt. Das Vorhaben wird zusammen mit der 50Hertz Transmission GmbH (50Hertz) und der TenneT realisiert. TransnetBW verantwortet den südlichen Abschnitt in Niedersachsen bis nach Baden-Württemberg. TenneT plant und realisiert die Anbindung in Bayern. Zuständig für Schleswig-Holstein und dem nördlichen Niedersachsen ist 50Hertz.

Die Inbetriebnahmen der Projekte NordWestLink und SuedWestLink sind derzeit für die zweite Hälfte der Dreißigerjahre vorgesehen. Die Projekte befinden sich aktuell in vorbereitenden Planungsphasen.

Die Projekte NordWestLink, SuedWestLink und OstWestLink (DC40) sollen zu einem innovativen vermaschten Gleichstromnetz verbunden werden - ein Meilenstein für die Energiewende. An den Kreuzungspunkten dieser Projekte sollen dafür sogenannte Multiterminal-Hubs entstehen, die den Gleichstrom flexibel transportiert können.

Netzprojekte - Bereich AC (Wechselstrom)

Im AC-Portfolio wird in ca. 90 Projekten die Erneuerung und Erweiterung des Anlagenbestands fortgeführt. Weitere Projekte sind in konkreter, konzeptioneller Vorbereitung.

Im Raum Badische Rheinschiene konnten weitere signifikante Meilensteine zur Netzverstärkung erreicht werden. So ist im September 2024 die Inbetriebnahme des Umspannwerks Kork und im November 2024 die Inbetriebnahme des Leitungsabschnitts "Umfahrung Forchheim" erfolgt. Darüber hinaus konnten verschiedene Leitungsbaustellen und die Baustelle im Umspannwerk Kuppenheim im Großprojekt Netzverstärkung Badische Rheinschiene eröffnet werden.

Im Raum Rhein-Neckar-Nordbaden wurde vom gleichnamigen Großprojekt im September 2024 mit dem Bau des Umspannwerks Rheinau begonnen. Somit befindet sich neben den Umspannwerken Weinheim und Altlußheim das dritte Umspannwerk des Großprojekts Rhein-Neckar-Nordbaden im Bau.

Im nordöstlichen Baden-Württemberg wurde im Projekt Netzbooster in Kupferzell im Juni 2024 mit dem Spatenstich die Bauphase offiziell gestartet. Zuvor hatte im März 2024 das Regierungspräsidium Stuttgart den Planfeststellungsbeschluss für den Netzbooster erlassen.

Im April 2024 wurde im Raum mittlerer Neckar zum einen mit dem Um- und Neubau des Umspannwerks Wendlingen als auch mit den Neu- und Umbauarbeiten im Umspannwerk Oberjettingen gestartet.

Im Raum Hochrhein wurde mit Abschluss eines pentalateralen Vertrages der verschiedenen Projektpartner ein wichtiger Meilenstein für den Umbau des Netzknotens Kühmoos erreicht. Erste Baumaßnahmen konnten darüber hinaus im Umspannwerk Gurtweil abgeschlossen werden.

Regelenergie

Die für die Vorhaltung und Erbringung von Regelreserve präqualifizierte Leistung beträgt je nach Regelreserveart zwischen fünf und 28 GW und damit ein Vielfaches des ausgeschriebenen Bedarfes an Regelreserve. Eine ausreichende Bedarfsdeckung ist sichergestellt.

Netzverluste

Die Strategie zur Bewirtschaftung der Netzverluste sieht eine langfristige Absicherung über die EEX (European Energy Exchange) und Ausschreibungen (OTC) vor, sowie eine kurzfristige Optimierung am Day-Ahead- und Intraday-Markt der EPEX SPOT. Während die langfristig und mit sehr hoher Eintrittswahrscheinlichkeit prognostizierte Menge für 2025 abgesichert ist, wurde für 2026 bisher etwa ein Drittel der erwarteten Menge gegen Preisschwankungen abgesichert.

Engpassmanagement

Im Mai 2024 wurde die Intraday-Kapazitätsberechnung in der europäischen Kapazitätsberechnungsmethode CORE auf eine lastflussbasierte Methode umgestellt. Im Juni wurden Intraday-Auktionen eingeführt, die den kontinuierlichen Intraday-Handel ergänzen. Die ursprünglich für 2024 geplante Einführung von 15-Minuten-Produkten im Day-Ahead-Markt wurde auf die erste Jahreshälfte 2025 verschoben. Diese Änderungen betreffen nur die Grenzen zu Österreich und Frankreich.

Ertüchtigungsmaßnahmen

Die Ertüchtigung gemäß VDE-Anwendungsregel an Masten wurde fortgeführt. Die vollständige Abarbeitung ist unter anderem in Abhängigkeit netztechnischer Schaltungen und Verfügbarkeiten betreiberverantwortlicher Leitungsmiteigentümer bis ca. 2028/2029 geplant. Mit einem Dritten ist ein Generalunternehmervertrag mit Laufzeit bis 2025 und Verlängerungsoption vereinbart. Die bilanzielle Vorsorge basiert u. a. hierauf sowie auf technischen Berechnungen zum Ertüchtigungsumfang. Wegen mastspezifischer Besonderheiten können Anpassungen im Verlauf der weiteren Arbeiten nicht komplett ausgeschlossen werden.

TransnetBW hat gegenüber dem Regierungspräsidium Freiburg den Austausch der Beseilung einer über den Hochschwarzwald führenden Leitungsanlage zugesichert. Eine dementsprechende bilanzielle Vorsorge ist gebildet. Nach Festlegung komplexer technischer Spezifikationen soll im Jahr 2025 ein Generalunternehmen mit der baulichen Ausführung beauftragt werden. Der Seiltausch soll ca. in 2027 abgeschlossen werden.

Forschungsprojekte

TransnetBW ist in einer Vielzahl von Forschungsprojekten engagiert. Dabei sollen u. a. vorhandene Technologien effektiv für die Entwicklung des Stromübertragungsnetzes genutzt und so der Übergang zu einem sauberen Energienetz beschleunigt werden.

Ziel des internationalen Forschungsprojekts "DiglPlat" ist die Entwicklung neuer digitaler Lösungen, welche die Interoperabilität von Flexibilitätsplattformen verbessern. So wird unter anderem ein Prototyp für die Nutzung kleinteiliger Flexibilitäten entwickelt, der die Netzrestriktionen unterlagerter Netze berücksichtigt.

Im Projekt "Bid-E-V | Bidirektionale elektrische Vans" werden verschiedene energiewirtschaftliche Anwendungsfälle an der Schnittstelle zwischen bidirektionalen Elektrofahrzeugen und dem Logistiksektor untersucht. Unter anderem wird in Abstimmung mit einem Verteilnetzbetreiber ein vehicle2grid Anwendungsfall im Feld erprobt.

Im Projekt "BANULA" -barrierefreies nutzerfreundliches Laden- wird ein virtuelles Bilanzierungsgebiet auf Basis der Blockchain-Technologie entwickelt und im Feld getestet. Dadurch soll ein quasi-Echtzeit-Datenaustausch zwischen Netz und Markt, die sachgerechte Bilanzierung und eine netzknotenscharfe Lastflussbestimmung ermöglicht werden.

In den Pilotprojekten "ViFlex" und "OctoFlexBW" wird die netzdienliche Steuerung von Wärmepumpen und Elektroautos unter Nutzung von IT-Systemen und Plattformen der TransnetBW erprobt. Beide Projekte sind Teil des Redispatch 3.0-Projektes, welches langfristig die Erbringung von Redispatch mit Niederspannungsflexibilität verfolgt.

Das Projekt "StromGedacht" zielt darauf ab, die Öffentlichkeit auf freiwilliger Basis bei der Stabilisierung des Stromnetzes einzubeziehen. Die gleichnamige App ist seit November 2022 verfügbar und wird kontinuierlich weiterentwickelt. Für das Jahr 2025 ist eine Regionalisierung des StromGedacht-Signals für Baden-Württemberg geplant.

Im Projekt "iSLP" wird mit Audi ein Konzept zur Integration dezentraler Flexibilität in den Großhandelsmarkt Strom entwickelt und erprobt. Das Konzept ermöglicht eine sachgerechte Bilanzierung von Flexibilitäten, die nach Standardlastprofil abgerechnet werden und soll dazu beitragen, dass das Potential von flexiblen Verbrauchern für die Netzstabilisierung nutzbar wird.

Gemeinsam mit dem Karlsruher Institut für Technologie, der Technischen Hochschule Ulm und dem Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg untersucht TransnetBW im Forschungsprojekt "HydrogREenBoost" eine Weiterentwicklung des Netzboosterkonzepts und den netzdienlichen Einsatz von Wasserstoff im Stromnetzbetrieb.

Kooperationen

Im Rahmen der Kooperation "DA/RE" wurde die Weiterentwicklung der digitalen Plattform zur Koordination von Maßnahmen zur Netzstabilisierung über alle Netzebenen durch TransnetBW weitergeführt. Dabei wurde mit den DA/RE-Nutzern zusammengearbeitet, insbesondere mit der Netze BW. Neben der Erfüllung von Anforderungen im Zusammenhang mit "Redispatch 2.0" ermöglicht die Plattform den Einsatz auf Verteilnetzebene angeschlossener Anlagen zur Netzstabilisierung. Für die Nutzung der Plattform wurden weitere Nutzungsverträge mit Netzbetreibern geschlossen, es wurden grundlegende Funktionalitäten stabilisiert und erweitert und die Plattform wird für operative Redispatch 2.0-Abrufe im Verteilnetz eingesetzt.

In der zusammen mit der MHP Management- und IT Beratung geführten Intelligent Energy Systems Services GmbH (IE2S) wurde weiterhin Wachstum bei gleichzeitig attraktiver Rentabilität erreicht. Die Vermarktung anspruchsvoller und differenzierter Beratungslösungen innerhalb der Energie- und Mobilitätssegmente hat auch im Jahr 2024 am Markt weiterhin guten Anklang gefunden.

Die zusammen mit der TenneT TSO GmbH geführte Flexcess GmbH ist Teil der europäischen EQUIGY-Crowd-Balancing-Platform (CBD). CBD soll Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen und Batteriespeicher in Deutschland und Europa integrieren und so die Erschließung dezentraler Flexibilitäten für die Übertragungsnetzbetreiber ermöglichen. Im Jahr 2025 soll eine Schnittstelle mit Marktakteuren zum Regelleistungsmarkt entwickelt werden.

Mitte 2024 haben die Übertragungsnetzbetreiber TransnetBW, 50Hertz Transmission GmbH und TenneT TSO GmbH gemeinsam und zu gleichen Teilen die LINK digital GmbH mit Sitz in Würzburg gegründet. Mit ihr wird das Ziel verfolgt, die Digitalisierungskompetenz für die Netzausbauprojekte der beteiligten Übertragungsnetzbetreiber zu bündeln und weiterzuentwickeln. Das Leistungsspektrum der LINK digital GmbH umfasst insbesondere die Entwicklung, die Bereitstellung und den Betrieb digitaler Lösungen für den Netzausbau, darunter digitale Planungs- und Projektmanagementtools, Plattformen zur effizienten Umsetzung von Bau- und Genehmigungsprozessen sowie IT-Dienstleistungen zum Daten- Management und zur Kollaboration.

Netzbooster-Pilotanlage

Kern des Projekts ist die Entwicklung und Errichtung eines Netzboostersystems, welches aus einem Batteriespeicher im Süden Deutschlands, einer Gegenstation im Norden sowie der leittechnischen Integration in das Netz der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber besteht. Aufgrund der Neuartigkeit, seines Einsatzes sowie damit verbundener Entwicklungsaufgaben zeichnet sich der Netzbooster durch einen hohen Innovationscharakter aus.

Die Errichtung sowie die Wartung und Instandhaltung für das Batteriespeichersystem und für den Netzanschlussteil ist an einen Generalunternehmer vergeben. Durch eine Ausnahmegenehmigung der BNetzA kann die TransnetBW das Batteriespeichersystem errichten, verwalten und dauerhaft im Eigentum betreiben, ohne gegen entflechtungsrechtliche Vorgaben zu verstoßen, nach denen einem Übertragungsnetzbetreiber kein Eigentum an Energiespeicheranlagen möglich ist.

Das Regierungspräsidium Stuttgart erteilte im März 2024 den Planfeststellungsbeschluss für den Bau und Betrieb. Die Bauarbeiten haben Anfang April 2024 begonnen.

Besonderes netztechnisches Betriebsmittel

Seit dem 30. September 2024 steht das von der TransnetBW bei der EnBW AG beauftragte besondere netztechnische Betriebsmittel (bnBM) zur Verfügung. Bei diesem handelt es sich um ein Gasturbinenkraftwerk am Standort Marbach am Neckar mit einer Kapazität von 300 MW. Das bnBM steht nicht dem Markt zur Verfügung, sondern wird ausschließlich auf Anforderung der TransnetBW bei Ausfall eines oder mehrerer Betriebsmittel zur Wiederherstellung der Sicherheit des Übertragungsnetzes eingesetzt. Beeinträchtigungen in Logistik, Arbeitskräfte- und Materialverfügbarkeiten sowie ein defekter Maschinentransformator führten zu einer um zwei Jahre verzögerten Fertigstellung. Hieraus macht die TransnetBW vertragliche Ansprüche auf Pönalen gegenüber der EnBW AG geltend, die sich nunmehr in gerichtlicher Klärung befinden.

Strategische Ausrichtung und Zukunftssicherung

Seit dem Jahr 2023 überführt TransnetBW ihre Unternehmensstrategie 2030 erfolgreich in die Praxis und schafft damit die Grundlage für eine weiterhin erfolgreiche Zukunft. Im Rahmen eines etablierten, kontinuierlichen Strategieprozesses werden aktuelle Trends und Treiber systematisch analysiert und in die strategische Ausrichtung integriert. Dadurch kann das Unternehmen flexibel auf neue Entwicklungen reagieren und seine nachhaltige Wertschöpfung und Zukunftssicherung gewährleisten.

Im vergangenen Jahr wurden auf Basis intensiver Strategiearbeit mehrere Hundert Maßnahmen identifiziert, darunter rund 30 Fokusmaßnahmen und Leuchtturmprojekte. Diese tragen systematisch zur Erreichung der strategischen Ziele bei. Der Fokus liegt dabei auf der Stärkung des regulatorischen Kerngeschäfts in Baden-Württemberg sowie der Expansion in den europäischen Raum.

Besonderes Augenmerk liegt zudem auf der nachhaltigen Transformation des Energiesystems sowie auf der Implementierung innovativer Digitalisierungslösungen.

Im Jahr 2024 wurde ein Strategie-Report erstellt, um die kontinuierliche Umsetzung der strategischen Maßnahmen und die Fortschritte in Bezug auf die Zielerreichung konsequent zu verfolgen und sichtbar zu machen.

2.6 Personal

Der für das Jahr 2024 geplante Personalaufbau wurde nahezu vollständig erreicht. Insbesondere durch die fortschreitende Ausweitung ihrer Projekttätigkeit plant TransnetBW für das Jahr 2025 einen weiteren Anstieg um mehr als 200 Mitarbeitendenkapazitäten. Begründet ist dieser maßgeblich durch die im Netzentwicklungsplan vorgesehenen Projekte, wie beispielsweise die Gleichstromvorhaben NordWestLink und SüdWestLink. Zudem führen höhere Anforderungen an das Beschaffungsmanagement und an die Netz- IT zu einem weiteren Personalbedarf.

Die Kennzahl PEI (People Engagement Index) gibt Aufschluss über die Zufriedenheit und das Engagement der Teilnehmenden. Die Kennzahl PEI wird i. d. R. jährlich im Rahmen einer Mitarbeitenden-Befragung ermittelt, zuletzt im Herbst 2024. Sie hat sich dabei bei einer Beteiligungsquote von über 90 % auf 85 Punkte erhöht nach 82 Punkten im Vorjahr.

Die Kennzahl LTIF (Lost Time Injury Frequency) für 2024 der TransnetBW beträgt 0,43 (2023: 2,03).

2.7 Wirtschaftliche Lage

Ertragslage

Der Rückgang der Erlöse aus Stromlieferungen um 535,0 Mio. € ist im Wesentlichen auf geringere Erlöse aus Redispatch von 320,8 Mio. € zurückzuführen. In Folge des allgemein zurückgegangenen Redispatch-Abrufs sind auch die Erlöse aus der Weiterverrechnung von Redispatch-Maßnahmen gesunken.

Die Netzentgelte und weiteren Erlöse aus der Netznutzung sind um 144,3 Mio. € gestiegen. Im Wesentlichen ist dieser Anstieg auf höhere Umsatzerlöse aus Netznutzungsabrechnungen aufgrund der höheren Erlösobergrenze im Jahr 2024 zurückzuführen.

Die Erlöse nach dem Strompreisbremsegesetz (StromPBG) sind um 1.691,4 Mio.€ gesunken. Maßgeblich zu dieser Entwicklung beigetragen hat der im Jahr 2023 erhaltene Bundeszuschuss zur Strompreisbremse über 1.732,5 Mio. €.

Die Erlöse nach dem EEG, nach § 17f EnWG (sog. Offshore-Netzumlage), nach § 19 Abs. 2 StromNEV, nach dem KWKG sowie nach dem StromPBG sind aufgrund gesetzlich bzw. verordnungsseitig geregelter Wälzungsmechanismen ergebnisneutrale Positionen.

TransnetBW schließt das Geschäftsjahr 2024 mit einem Jahresüberschuss ab, der aufgrund des Gewinnabführungsvertrags an die EnBW Übertragungsnetz Immobiliengesellschaft mbH & Co. KG (UENI) abgeführt wird.

Das EBITDA - Ergebnis vor Ertragsteuern, Zinsen und Abschreibungen - ist im Vergleich zum Geschäftsjahr 2023 um 88,9 Mio. € gestiegen und resultiert im Wesentlichen aus höheren Netzentgelten aufgrund eines höheren Ausgangsniveaus in der vierten Regulierungsperiode und einer höheren Verzinsungsbasis. Gegenläufig wirken die aufgrund des Personalaufbaus und der Tariferhöhungen gestiegenen Personalaufwendungen sowie gestiegene Projektaufwendungen.

Das EBIT - Ergebnis vor Ertragsteuern und Zinsen - ist gegenüber dem Vorjahr um 72,8 Mio. € gestiegen. Dies ist i. W. auf die Entwicklung des EBITDA zurückzuführen. Gegenläufig wirken die im Zuge der Investitionstätigkeit erweiterten Abschreibungen.

Das EBIT übertrifft die Prognose im Lagebericht 2023. Ausgegangen wurde von einem leichten Anstieg des EBIT, erzielt wurde ein Anstieg von 33,8 %. Wesentlich beeinflusst ist die Abweichung durch das höhere Ausgangsniveau in der vierten Regulierungsperiode.

Das EBT - Ergebnis vor Ertragsteuern - erhöhte sich im Vergleich zum Vorjahr um 81,0 Mio. €. Dies ist i. W. auf die Entwicklung des EBIT sowie auf Zinseffekte von Pensionszusagen zurückzuführen. Gegenläufig wirken die im Vorjahr erfassten Beteiligungserträge der auf die TransnetBW angewachsenen TransnetBW SuedLink GmbH & Co. KG.

Das Ergebnis vor Gewinnabführung entspricht aufgrund der körperschaft- und gewerbesteuerlichen Organschaft mit der UENI in seiner Höhe dem Ergebnis vor Ertragsteuern. Im Geschäftsjahr 2024 besteht, wie bereits im Vorjahr, kein Steuerumlagevertrag.

Das operative EBITDA nach IFRS beträgt 924,7 Mio. € (Vj. 731,3 Mio. €) und liegt damit deutlich über dem prognostizierten Wert im mittleren dreistelligen Millionenbereich. Ursächlich für die Abweichung sind Effekte aus den energiewirtschaftlichen Sachverhalten, der Haupttreiber ist im Wesentlichen der geringere Netzreserveaufwand.

Finanzlage

Im Geschäftsjahr 2024 betragen die Investitionen 1.969,2 Mio. € (Vj. 2.281,6 Mio. €, davon 1.061,5 Mio. € aus der Anwachsung der TransnetBW SuedLink GmbH & Co. KG auf die TransnetBW). Die Schwerpunkte des Netzausbaus lagen in der Fortführung der DC- Großprojekte SuedLink und ULTRANET sowie dem weiteren Fortgang zahlreicher AC- Projekte, wie beispielsweise der Netzverstärkung Badische Rheinschiene.

Die Investitionen über 1.969,2 Mio. € entsprechen weitgehend dem im Lagebericht 2023 prognostizierten Umfang von rund 1.900 Mio. €.

Die kurzfristige Finanzierung der TransnetBW ist über die Gesellschafterin UENI sichergestellt. Dafür hat die Gesellschafterin im abgelaufenen Geschäftsjahr Einzahlungen von insgesamt 1.415,0 Mio. € geleistet. Hiervon betreffen 450,0 Mio. € die bereits im Vorjahr bilanziell erfasste Kapitalerhöhung und 965,0 Mio. € die Erhöhung der Kapitalrücklage im Jahr 2024. TransnetBW war und ist dadurch jederzeit in der Lage, ihren finanziellen Verpflichtungen nachzukommen. Die Investitionstätigkeit des Unternehmens spiegelt sich in der Finanzierung wider.

Vermögens- und Kapitalstruktur

Den Investitionen in das Anlagevermögen über 1.969,2 Mio. € (Vj. 2.281,6 Mio. €) stehen Abschreibungen von 85,8 Mio. € (Vj. 69,7 Mio. €) gegenüber. Der Anteil des Anlagevermögens an der Bilanzsumme beträgt 77,6 % (Vj. 68,7 %).

Das Umlaufvermögen ist im Vergleich zum 31. Dezember 2023 um 194,3 Mio. € gesunken. Die Entwicklung resultiert im Wesentlichen aus dem Rückgang der Forderungen gegen verbundene Unternehmen um 456,1 Mio. €. Gegenläufig entwickelten sich die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen gegen Dritte, welche um 233,9 Mio. € gestiegen sind.

Die Erhöhung des Eigenkapitals um 965,0 Mio. € resultiert aus einer Erhöhung der Kapitalrücklage durch die UENI. Die bilanzielle Eigenkapitalquote liegt bei 60,4 % (Vj. 61,1 %).

Das Fremdkapital ist im Vergleich zum 31. Dezember 2023 um 707,0 Mio. € (28,2 %) gestiegen. Die Entwicklung resultiert hauptsächlich aus einem Anstieg der sonstigen Rückstellungen (+661,9 Mio. €), vorwiegend bedingt durch eine Zunahme der Rückstellungen betreffend das Regulierungskonto (+293,0 Mio. €).

Gesamtaussage zur Geschäftsentwicklung und wirtschaftlichen Lage

Die Geschäftsführung geht für das Geschäftsjahr 2025 auch im Umfeld politischer Spannungen sowie einer dynamischen Entwicklung des gesetzlichen und regulatorischen Rahmens weiterhin von einer stabilen Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft aus.

3. Prognose-, Chancen- und Risikobericht

3.1 Prognosebericht

Zur Umsetzung der Energiewende wird die TransnetBW weiterhin erheblich in den Ausbau und die Optimierung des Übertragungsnetzes in Deutschland investieren. Für das Jahr 2025 wird dabei von einem Investitionsvolumen in Höhe von rd. 3,4 Mrd. € ausgegangen. Schwerpunkte stellen dabei die DC-Verbindungen sowie AC-Maßnahmen des Netzentwicklungsplans dar. Dabei sind dem Großprojekt SuedLink ca. 59 % der Investitionen zuzuordnen. Neben den unmittelbaren Netzinvestitionen wird der Ausbau der IT- Infrastruktur einen weiteren investiven Schwerpunkt darstellen.

Ausgehend von den Netzausbauinvestitionen wurde der TransnetBW über den Anteilseigner ein entsprechender Finanzierungsrahmen für 2025 zugesagt. Auf Basis der im Netzentwicklungsplan definierten Vorhaben besteht mittelfristig Bedarf für die Aufnahme weiterer Finanzmittel im hohen einstelligen Milliardenbereich.

Hinsichtlich den Umsatzerlösen aus Netznutzungsabrechnungen und den bundeseinheitlichen Netzentgelten geht TransnetBW von einem leichten Anstieg aus. Die Umsatzerlöse insgesamt stellen für TransnetBW jedoch keine Steuerungsgröße dar. Sie sind in ihrer Höhe wesentlich bestimmt durch ergebnisneutrale Sachverhalte aus energiewirtschaftlichen Wälzungsmechanismen (z. B. dem EEG oder der Offshore- Netzumlage). Diese unterliegen Volatilitäten, wodurch die Prognostizierbarkeit der Umsatzerlöse deutlich eingeschränkt ist.

Für das Geschäftsjahr 2025 ist aufgrund der anwachsenden regulatorischen Verzinsungsbasis und der damit verbundenen Wirkung auf die Erlösobergrenze von einem deutlichen Anstieg des Jahresüberschusses nach HGB auszugehen.

Nach den IFRS wird für das Geschäftsjahr 2025 mit einem positiven operativen EBITDA im hohen dreistelligen Millionenbereich gerechnet. Maßgeblich beeinflusst wird dies durch die steigende regulatorische Verzinsungsbasis. Gegenläufig wird von steigenden Personal- und Projektaufwendungen ausgegangen.

Bestehende Unsicherheiten aufgrund volatiler Energie- und Handelsmärkte, ungewisser politischer und geopolitischer Entwicklungen sowie der unbeständigen Bedarfe an netz- und marktbezogenen Maßnahmen zur Systemregelung führen zu Unsicherheiten in den Prognosen.

TransnetBW strebt auch im Jahr 2025 einen möglichst niedrigen LTIF (Lost Time Injury Frequency) an. Um dies zu erreichen, werden fortlaufend Ereignisse und Beinaheunfälle analysiert und präventive Maßnahmen ergriffen. Weitere Bausteine sind die gezielte Sensibilisierung der Mitarbeiter und die Ausgestaltung einer gelebten Sicherheitskultur im Rahmen des unternehmensweiten Programms "Gesund & Sicher". Ein bedeutender Meilenstein in diesem Gesamtkontext ist die Erreichung der Stufe 2 der Bradley-Kurve.

Zufriedenheit und Engagement der Mitarbeitenden ist für die TransnetBW von hohem Interesse. Angestrebt ist, die Kennzahl PEI (People Engagement Index) auf einem entsprechenden Niveau zu halten. Auch in 2025 ist die Durchführung einer Mitarbeitenden- Befragung vorgesehen, in der u. a. der PEI erhoben wird.

TransnetBW verfolgt weiterhin das Ziel, die hohe Systemsicherheit, trotz steigender Herausforderungen für die Stromnetze im Zuge der Energiewende, mit einer AIT von Null zu gewährleisten.

3.2 Chancen- und Risikobericht

Das Risikomanagement der TransnetBW ist ein wichtiger Bestandteil des unternehmensweiten Managementsystems und bildet eine wesentliche Voraussetzung für einen dauerhaften Unternehmenserfolg. Chancen und Risiken sind mit jeder Geschäftstätigkeit untrennbar verbunden und führen potenziell zu Abweichungen von der geplanten Ertrags-, Liquiditäts- oder Vermögenslage. TransnetBW wendet einen ganzheitlichen und integrierten Risikomanagement-Ansatz zur Identifikation, Bewertung, Überwachung sowie zur Steuerung und Berichterstattung ihrer unternehmensweiten Chancen und Risiken an.

Der Risikomanagement-Ansatz der TransnetBW basiert auf den Empfehlungen des Enterprise Risk Management - Integrated Frameworks (COSO II) und soll die Abdeckung der wesentlichen und relevanten Chancen- und Risikokategorien sicherstellen. Quartalsweise werden Chancen und Risiken an die Leitungs- und Aufsichtsorgane der Gesellschaft berichtet. Bei wesentlichen Veränderungen der Risikolage erfolgt zudem eine Sonderberichterstattung.

Wesentliche Chancen und Risiken

Kosten von Systemdienstleistungen

Im Jahr 2024 waren die Preisniveaus an den Energiemärkten im Vergleich zum Vorjahr niedriger. Hierdurch beeinflusst waren auch die Aufwendungen für Systemdienstleistungen - wie Redispatch, Netzreserve oder Verlustenergie. Sie lagen unterhalb der in der Erlösobergrenze angesetzten Planwerte. Die daraus resultierenden Differenzen werden auf dem Regulierungskonto erfasst und über zukünftige Netzentgelte wieder ausgeglichen. Ein gegenläufiger Effekt resultiert aus dem Engpassmanagement. Vorwiegend durch geringere Preisdifferenzen zwischen den Strommärkten beeinflusste Handelsaktivitäten führten zu unter Plan liegende Erlösen. Engpasserlöse können grundsätzlich einen positiven Effekt auf die Liquiditätslage haben. Regulatorisch sind diese Erlöse als zinsloses Kapital zur Finanzierung engpassmindernder Netzausbaumaßnahmen zu verwenden.

Versorgungssicherheit

TransnetBW ist für die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Übertragungsnetzes in ihrer Regelzone verantwortlich. Dabei erfordert die Aufrechterhaltung der Netzsicherheit regelmäßige Eingriffe. Zur Sicherstellung der Netzstabilität sind umfangreiche Prognose-, Planungs- und Einsatzprozesse implementiert. Gleichzeitig ist das Übertragungsnetz einer Vielzahl externer Einflussfaktoren ausgesetzt. Ein wesentlicher Einflussfaktor ist die Kraftwerksverfügbarkeit, die insbesondere von der Brennstoffversorgung (Gas, Kohle) beeinflusst ist. Des Weiteren können der verzögerte Netzausbau bzw. -umbau, Prognoseabweichungen bei der Einspeisung Erneuerbarer Energien sowie Cyberrisiken die Systemstabilität beeinflussen. Dementsprechend ist eine ungeplante Versorgungsunterbrechung ein Risiko, welches von essenzieller Bedeutung ist.

Geopolitische Rahmenbedingungen und die geplante Transformation der Energieerzeugung wirken sich grundsätzlich auch auf die Brennstoffversorgung bzw. Verfügbarkeiten von regelfähigen Markt- und Reservekraftwerken aus. Einschränkungen können zu erhöhten Netzsicherheits- und Lastdeckungsrisiken führen, welche sich bei nicht ausreichenden Redispatch-Potentialen weiter verschärfen.

Weiterhin können sich erhöhte Cyberrisiken auf die IT-Stabilität der Systemführung oder auf die Kommunikationsinfrastruktur auswirken. So können sich hieraus Beeinträchtigungen von Überwachungs-, Steuerungs- und Regelfunktionen oder von Handelsaktivitäten ergeben.

Den Risiken wird neben internen Taskforces auch durch eine enge Zusammenarbeit bei Netzsicherheitsmaßnahmen mit europäischen Übertragungsnetzbetreibern entgegengewirkt, insbesondere in der Transmission System Operator Security Cooperation. Zudem werden regelmäßig Krisenübungen und Simulationstrainings mit den nationalen Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern durchgeführt.

Regulierung

Regulatorische Parameter haben unmittelbare Auswirkungen auf die Risikolage der TransnetBW. Dies betrifft einerseits die regulatorische Kostenanerkennung in der Erlösobergrenze und anderseits den zeitlichen Mittelrückfluss anerkannter Kosten. Regulatorische Risiken werden zukünftig voraussichtlich noch stärker als bisher von Entscheidungen der Regulierungsbehörde abhängen. Infolge eines Urteils des Europäischen Gerichtshofs im Jahr 2021 wurde das EnWG novelliert und die BNetzA wurde mit deutlich erweiterten Kompetenzen hinsichtlich der normativen Ausgestaltung des Regulierungsrahmens ausgestattet. Auf Basis der EnWG-Anpassung hat die BNetzA ein Verfahren eröffnet, das zum Ziel hat, die bisher vom deutschen Gesetzgeber erlassenen und verantworteten Rechtsverordnungen zur Anreizregulierung bis spätestens Ende 2028 durch eigene Festlegungen zu ersetzen. Hieraus können sich mittel bis langfristig Risiken und Chancen in Hinblick auf die regulatorische Ertragslage ergeben.

Bezogen auf derzeit laufende vierte Regulierungsperiode bestehen insbesondere Unsicherheiten über die Rechtmäßigkeit der festgelegten Verzinsung des eingesetzten Eigenkapitals. TransnetBW führt, wie eine Vielzahl weiterer Netzbetreiber, aktuell Beschwerdeverfahren gegen die aus Sicht des Unternehmens im Vergleich mit den Kapitalmärkten unangemessen niedrige Verzinsung des eingesetzten Eigenkapitals.

Netzausbau

Aufgrund des für die Übertragungsnetzbetreiber geltenden Regulierungsrahmens sind die Investitionen in den Netzausbau ein zentraler Treiber für den Unternehmenserfolg. Demgegenüber bestehen Risiken, dass die Notwendigkeit einzelner Ausbaumaßnahmen in neueren Netzentwicklungsplänen nicht mehr bestätigt werden und geplante Erlöse nicht generiert werden können. Zudem können sich Risiken aus Verzögerungen bei den geplanten Inbetriebnahmen ergeben - beschleunigte Genehmigungsverfahren können entgegenwirken. Ebenso bestehen Risiken in Bezug auf die technische Umsetzung der Hochspannung-Gleichstrom-Übertragung. Der hohe Finanzierungsbedarf der langfristig geplanten Investitionsmaßnahmen wird fortlaufend ermittelt und bewertet.

Handelsrisiken

Die Handelsaktivitäten der TransnetBW betreffen sowohl börsliche Spot- und Terminmärkte als auch OTC Terminmarktgeschäfte in Form von Ausschreibungen. Das oberste Ziel ist dabei die ausgeglichene Bewirtschaftung der Bilanzkreise der TransnetBW. Arbitrage und Spekulation sind als Handelsmotive ausgeschlossen.

Als reguliertes Unternehmen hat TransnetBW zum einen die gesetzliche Verpflichtung zur diskriminierungsfreien, transparenten und preisunabhängigen Vermarktung von Strom aus Erneuerbaren Energien und zum anderen die Aufgabe, elektrische Energie, welche durch Stromtransporte und Umspannung verloren geht (Netzverluste), am Strommarkt zu beschaffen. Der Einsatz derivativer Finanzinstrumente dient der TransnetBW zur Absicherung von Verlustenergiemengen gegen zukünftige Preisschwankungen und unterliegt einem gemäß den Mindestanforderungen an das Risikomanagement aus dem Bankensektor (MaRisk) ausgeprägten Risikomanagement und -kontrollsystem mit Front-, Middle-, und Back-Office. Der wesentlichste Risikosachverhalt ist im Risiko "Beschaffung Netzverlustenergie" mit temporärer Auswirkung abgebildet. Perspektivisch sind Preis- und Mengenentwicklungen weiterhin wesentliche Risikotreiber.

Internes Kontrollsystem (IKS)

Das interne Kontrollsystem (IKS) ist Bestandteil des integrierten Risikomanagementsystems und basiert auf dem Kontrollmodell COSO Internal Control - Integrated Framework. Sowohl die rechnungslegungsbezogenen als auch die betrieblichen Prozesse werden regelmäßig dahingehend überprüft, welche Prozessrisiken vorhanden sind, um diese mit geeigneten internen Kontrollen zu belegen. Die Sicherstellung der Effektivität des IKS erfolgt durch die Bewertung der konzeptionellen Gestaltung und der operationalen Wirksamkeit der definierten internen Kontrollen. Die Einhaltung der unternehmensweit geltenden Vorgaben zur Umsetzung des IKS sowie die resultierenden Ergebnisse werden zentral überwacht und an die Leitungs- und Aufsichtsorgane der TransnetBW berichtet.

Corporate Compliance

Das Ansehen von TransnetBW in der Öffentlichkeit und bei ihren Partnern ist ein wesentlicher Baustein für den Erfolg des Unternehmens. Mit dem Compliance- Management-System bekennt sich TransnetBW zu einer verantwortungsvollen Unternehmensführung und strebt an, die dauerhafte Einhaltung gesetzlicher Vorgaben sowie ökologischer, sozialer und ethischer Standards sicherzustellen. Mit einem jährlichen Compliance-Programm sorgt TransnetBW für eine effektive und nachhaltige Implementierung von Compliance-Präventionsstrukturen und stellt damit die Erreichung der Compliance-Ziele im Unternehmen sicher. Dazu gehören unter anderem die Durchführung von Compliance-Schulungen für Mitarbeitende sowie die Etablierung und kontinuierliche Verbesserung von Prozessen. Der Fokus der Compliance-Maßnahmen liegt bei der Korruptionsprävention, der Einhaltung des Wettbewerbs- und Kartellrechts sowie dem Datenschutz.

Unbundling Compliance

TransnetBW ist seit dem 11. April 2013 als Unabhängiger Transportnetzbetreiber zertifiziert und unterliegt somit den besonderen Entflechtungsvorgaben des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG). Vor dem Hintergrund eines Urteils des Europäischen Gerichtshofs vom 1. September 2021 und daraus resultierender Änderungen des EnWG, u. a. hinsichtlich Entflechtungsvorgaben und Anforderungen an Unabhängige Transportnetzbetreiber, erfolgte im Jahr 2023 eine Überprüfung der Einhaltung der Entflechtungsvorgaben durch die BNetzA. TransnetBW konnte nachweisen, dass sie weiterhin alle gesetzlichen Vorschriften vollumfänglich einhält. Im Unternehmen bestehen wirksame Vorkehrungen und Maßnahmen, welche die diskriminierungsfreie Ausgestaltung und Abwicklung des Netzbetriebes sicherstellen.

Risiken Arbeits- und Gesundheitsschutz

Die unternehmensweite sicherheitstechnische Betreuung der TransnetBW wird durch eigene Fachkräfte für Arbeitssicherheit erbracht. Mit der arbeitsmedizinischen Betreuung ist ein externer Dienstleister beauftragt, der gemäß seiner Beauftragung die gesetzlichen Pflichten und Befugnisse eines Betriebsarztes wahrnimmt.

Der Anspruch eines zeitgemäßen Arbeitsschutzes ist in einer entsprechenden internen Richtlinie zu Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz formuliert. In den Leitlinien zur Arbeitssicherheit und zum Gesundheitsschutz werden die Selbstverpflichtung der TransnetBW, in allen Bereichen und bei allen Tätigkeiten ein hohes Maß an Arbeitssicherheit und Gesundheitsschutz sicherzustellen, dokumentiert.

Die Mitarbeitenden werden nach der Deutschen Gesetzlichen Unfallversicherung (DGUV) Vorschrift 1 über Sicherheit und Gesundheitsschutz bei der Arbeit, insbesondere über die mit ihrer Arbeit verbundenen Gefährdungen und die Maßnahmen zu ihrer Verhütung, mindestens einmal jährlich unterwiesen.

Für die betriebliche Unfallstatistik wird insbesondere der LTIF (Lost time injury frequency) als Kennzahl herangezogen.

Gesamtaussage

Für eine effektive Überwachung von möglichen bestandsbedrohenden Entwicklungen hat TransnetBW ein Risikotragfähigkeitskonzept implementiert. Über den Zeitraum der Mittelfristplanung findet dabei eine simulationsbasierte Risikoaggregation statt.

Die Entwicklung geopolitischer Krisen sowie die Transformation zu einer klimaneutralen Energieversorgung werden hinsichtlich ihrer Auswirkungen auf TransnetBW kontinuierlich analysiert und bewertet. Insbesondere die kostenintensive Beschaffung energiewirtschaftlicher Produkte, ein damit verbundener erhöhter Liquiditätsbedarf sowie die weiter zunehmende Bedrohung durch Cyberangriffe beeinflussen die Gesamtrisikolage. Jedoch sehen wir die Unternehmensfortführung als nicht gefährdet an.

4. Erklärung zur Unternehmensführung

Unter Bezugnahme auf § 52 Abs. 2 Satz 1 GmbHG wurde im Geschäftsjahr 2015 durch Gesellschafterbeschluss festgelegt, dass die Zuständigkeit zur Festlegung der Zielgröße für den Frauenanteil im Aufsichtsrat für Umsetzungszeiträume nach dem 31. Dezember 2016 dem Aufsichtsrat obliegt.

Durch den Beschluss des Aufsichtsrats vom 12. November 2020 wurde die Zielgröße für den Frauenanteil im Aufsichtsrat für den Umsetzungszeitraum 31. Dezember 2025 auf 16 % festgelegt. Die Frauenquote im Aufsichtsrat beträgt zum 31. Dezember 2024 rund 27,7 % (5 von 18).

Die Geschäftsführung der TransnetBW bestand im Geschäftsjahr 2024 unverändert aus drei Mitgliedern. Frauen sind derzeit in der Geschäftsführung nicht vertreten. Durch den Aufsichtsrat wurde für den Umsetzungszeitraum bis zum 31. Dezember 2025 ein Frauenanteil in der Geschäftsführung der Gesellschaft von 0 % festgelegt.

Für den Frauenanteil auf der ersten Führungsebene unterhalb der Geschäftsführung (leitende Angestellte der ersten Berichtsebene) wurde von der Geschäftsführung eine Zielgröße von 0 % für den Umsetzungszeitraum bis zum 31. Dezember 2025 festgelegt. Derzeit ist keine Frau in der ersten Führungsebene vertreten.

Für die zweite Führungsebene unterhalb der Geschäftsführung (tarifliche Führungskräfte der zweiten Berichtsebene sowie Leiter Funktionaleinheiten) wurde eine Zielgröße für den Frauenanteil von 16 % für den Umsetzungszeitraum bis zum 31. Dezember 2025 festgelegt. Derzeit beträgt der Frauenanteil aktuell rund 16,2 %.

Bestätigungsvermerk des unabhängigen Abschlussprüfers

An die TransnetBW GmbH

Vermerk über die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts

Prüfungsurteile

Wir haben den Jahresabschluss der TransnetBW GmbH, Stuttgart, - bestehend aus der Bilanz zum 31. Dezember 2024 und der Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2024 sowie dem Anhang, einschließlich der Darstellung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden - geprüft. Darüber hinaus haben wir den Lagebericht der TransnetBW GmbH für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2024 geprüft. Die unter Punkt 4 im Lagebericht enthaltene Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289f Abs. 4 HGB (Angaben zur Frauenquote) haben wir in Einklang mit den deutschen gesetzlichen Vorschriften nicht inhaltlich geprüft.

Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse

Gemäß § 322 Abs. 3 Satz 1 HGB erklären wir, dass unsere Prüfung zu keinen Einwendungen gegen die Ordnungsmäßigkeit des Jahresabschlusses und des Lageberichts geführt hat.

Grundlage für die Prüfungsurteile

Wir haben unsere Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts in Übereinstimmung mit § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführt. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften und Grundsätzen ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts" unseres Bestätigungsvermerks weitergehend beschrieben. Wir sind von dem Unternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum Lagebericht zu dienen.

Sonstige Informationen

Die gesetzlichen Vertreter sind für die sonstigen Informationen verantwortlich. Die sonstigen Informationen umfassen die oben genannte Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289f Abs. 4 HGB (Angaben zur Frauenquote).

Unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und Lagebericht erstrecken sich nicht auf die sonstigen Informationen, und dementsprechend geben wir weder ein Prüfungsurteil noch irgendeine andere Form von Prüfungsschlussfolgerung hierzu ab.

Im Zusammenhang mit unserer Prüfung haben wir die Verantwortung, die sonstigen Informationen zu lesen und dabei zu würdigen, ob die sonstigen Informationen

Verantwortung der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsrats für den Jahresabschluss und den Lagebericht

Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Aufstellung des Jahresabschlusses, der den deutschen, für Kapitalgesellschaften geltenden handelsrechtlichen Vorschriften in allen wesentlichen Belangen entspricht, und dafür, dass der Jahresabschluss unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft vermittelt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie in Übereinstimmung mit den deutschen Grundsätzen ordnungsmäßiger Buchführung als notwendig bestimmt haben, um die Aufstellung eines Jahresabschlusses zu ermöglichen, der frei von wesentlichen falschen Darstellungen aufgrund von dolosen Handlungen (d. h. Manipulationen der Rechnungslegung und Vermögensschädigungen) oder Irrtümern ist.

Bei der Aufstellung des Jahresabschlusses sind die gesetzlichen Vertreter dafür verantwortlich, die Fähigkeit der Gesellschaft zur Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu beurteilen. Des Weiteren haben sie die Verantwortung, Sachverhalte in Zusammenhang mit der Fortführung der Unternehmenstätigkeit, sofern einschlägig, anzugeben. Darüber hinaus sind sie dafür verantwortlich, auf der Grundlage des Rechnungslegungsgrundsatzes der Fortführung der Unternehmenstätigkeit zu bilanzieren, sofern dem nicht tatsächliche oder rechtliche Gegebenheiten entgegenstehen.

Außerdem sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Aufstellung des Lageberichts, der insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Jahresabschluss in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt. Ferner sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die Vorkehrungen und Maßnahmen (Systeme), die sie als notwendig erachtet haben, um die Aufstellung eines Lageberichts in Übereinstimmung mit den anzuwendenden deutschen gesetzlichen Vorschriften zu ermöglichen und um ausreichende geeignete Nachweise für die Aussagen im Lagebericht erbringen zu können.

Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung des Rechnungslegungsprozesses der Gesellschaft zur Aufstellung des Jahresabschlusses und des Lageberichts.

Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts

Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob der Jahresabschluss als Ganzes frei von wesentlichen falschen Darstellungen aufgrund von dolosen Handlungen oder Irrtümern ist, und ob der Lagebericht insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft vermittelt sowie in allen wesentlichen Belangen mit dem Jahresabschluss sowie mit den bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnissen in Einklang steht, den deutschen gesetzlichen Vorschriften entspricht und die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend darstellt, sowie einen Bestätigungsvermerk zu erteilen, der unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum Lagebericht beinhaltet.

Hinreichende Sicherheit ist ein hohes Maß an Sicherheit, aber keine Garantie dafür, dass eine in Übereinstimmung mit § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung durchgeführte Prüfung eine wesentliche falsche Darstellung stets aufdeckt. Falsche Darstellungen können aus dolosen Handlungen oder Irrtümern resultieren und werden als wesentlich angesehen, wenn vernünftigerweise erwartet werden könnte, dass sie einzeln oder insgesamt die auf der Grundlage dieses Jahresabschlusses und Lageberichts getroffenen wirtschaftlichen Entscheidungen von Adressaten beeinflussen.

Während der Prüfung üben wir pflichtgemäßes Ermessen aus und bewahren eine kritische Grundhaltung. Darüber hinaus

Wir erörtern mit den für die Überwachung Verantwortlichen unter anderem den geplanten Umfang und die Zeitplanung der Prüfung sowie bedeutsame Prüfungsfeststellungen, einschließlich etwaiger bedeutsamer Mängel in internen Kontrollen, die wir während unserer Prüfung feststellen.

Sonstige gesetzliche und andere rechtliche Anforderungen

Vermerk über die Prüfung der Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG

Prüfungsurteile

Wir haben geprüft, ob die Gesellschaft ihre Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2024 eingehalten hat. Darüber hinaus haben wir den Tätigkeitsabschluss für die Tätigkeit Elektrizitätsübertragung nach 6b Abs. 3 Satz 1 EnWG - bestehend aus der Bilanz zum 31. Dezember 2024 und der Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2024 sowie die als Anlage beigefügten Angaben zu den Rechnungslegungsmethoden für die Aufstellung des Tätigkeitsabschlusses - geprüft.

Grundlage für die Prüfungsurteile

Wir haben unsere Prüfung der Einhaltung der Pflichten zur Führung getrennter Konten und des Tätigkeitsabschlusses in Übereinstimmung mit § 6b Abs. 5 EnWG unter Beachtung des IDW Prüfungsstandards: Prüfung nach § 6b Energiewirtschaftsgesetz (IDW PS 610 n. F. (07.2021)) durchgeführt. Unsere Verantwortung nach diesen Vorschriften und Grundsätzen ist im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung der Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG" weitergehend beschrieben. Wir sind von dem Unternehmen unabhängig in Übereinstimmung mit den deutschen handelsrechtlichen und berufsrechtlichen Vorschriften und haben unsere sonstigen deutschen Berufspflichten in Übereinstimmung mit diesen Anforderungen erfüllt. Wir wenden als Wirtschaftsprüfungsgesellschaft die Anforderungen des IDW Qualitätsmanagementstandards: Anforderungen an das Qualitätsmanagement in der Wirtschaftsprüferpraxis (IDW QMS 1 (09.2022)) an. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unsere Prüfungsurteile zur Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG zu dienen.

Verantwortung der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsrats für die Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG

Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Einhaltung der Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten. Die gesetzlichen Vertreter sind auch verantwortlich für die Aufstellung des Tätigkeitsabschlusses nach den deutschen Vorschriften des § 6b Abs. 3 Sätze 5 bis 7 EnWG.

Außerdem sind die gesetzlichen Vertreter verantwortlich für die internen Kontrollen, die sie als notwendig erachtet haben, um die Pflichten zur Führung getrennter Konten einzuhalten.

Die Verantwortung der gesetzlichen Vertreter für den Tätigkeitsabschluss entspricht der im Abschnitt "Verantwortung der gesetzlichen Vertreter und des Aufsichtsrats für den Jahresabschluss und den Lagebericht" hinsichtlich des Jahresabschlusses beschriebenen Verantwortung mit der Ausnahme, dass der Tätigkeitsabschluss kein unter Beachtung der deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertrags-lage der Tätigkeit zu vermitteln braucht.

Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung der Einhaltung der Rechnungslegungspflichten der Gesellschaft nach § 6b Abs. 3 EnWG.

Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung der Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG

Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen,

Ferner umfasst unsere Zielsetzung, einen Vermerk in den Bestätigungsvermerk aufzunehmen, der unsere Prüfungsurteile zur Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG beinhaltet.

Die Prüfung der Einhaltung der Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten umfasst die Beurteilung, ob die Zuordnung der Konten zu den Tätigkeiten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 4 EnWG sachgerecht und nachvollziehbar erfolgt ist und der Grundsatz der Stetigkeit beachtet wurde.

Unsere Verantwortung für die Prüfung der Tätigkeitsabschlüsse entspricht der im Abschnitt "Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts" hinsichtlich des Jahresabschlusses beschriebenen Verantwortung mit der Ausnahme, dass wir für den Tätigkeitsabschluss keine Beurteilung der sachgerechten Gesamtdarstellung vornehmen können.

Bericht des Aufsichtsrats für das Geschäftsjahr 2024

Der Aufsichtsrat der TransnetBW GmbH hat im Geschäftsjahr 2024 die ihm nach Gesetz und Satzung obliegenden Aufgaben wahrgenommen und die Geschäftsführung der Gesellschaft überwacht. Er begleitete die Arbeit der Geschäftsführung beratend und war in alle für das Unternehmen bedeutenden Entscheidungen unmittelbar eingebunden. Die Geschäftsführung informierte den Aufsichtsrat regelmäßig, zeitnah und umfassend.

Der Aufsichtsrat informierte sich in drei ordentlichen Aufsichtsratssitzungen und einer außerordentlichen Aufsichtsratssitzung sowie durch weitere Berichte der Geschäftsführung über den Gang der Geschäfte, über die wirtschaftliche Lage, über Stand und Entwicklung der Risiken sowie über die Entwicklung der Gesellschaft.

Schwerpunkte der Beschlussfassungen, Beratungen und Informationen des Aufsichtsrats im Geschäftsjahr 2024 waren:

Im Jahr 2024 fand keine Sitzung des Vermittlungsausschusses statt, der Personalausschuss tagte dreimal. Über die Beratungen und Beschlussempfehlungen des Personalausschusses berichtete der Aufsichtsratsvorsitzende dem Aufsichtsrat ausführlich.

Der ordnungsgemäß aufgestellte Jahresabschluss der TransnetBW GmbH und der Bericht über die Lage der Gesellschaft jeweils für das Geschäftsjahr 2023 sind unter Einbeziehung der Buchführung von dem durch die Gesellschafterversammlung am 03.04.2024 gewählten und durch den Aufsichtsrat mit der Prüfung des Jahresabschlusses beauftragten Abschlussprüfer, die Ernst & Young GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Stuttgart, geprüft und mit dem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen worden.

Der Bericht des Abschlussprüfers zum Jahresabschluss wurde allen Aufsichtsratsmitgliedern ausgehändigt und in die Aussprache und Prüfung des Jahresabschlusses einbezogen. Der Abschlussprüfer hat an den Erörterungen des Aufsichtsrats über den Jahresabschluss teilgenommen, über die wesentlichen Ergebnisse seiner Prüfung berichtet und für Erläuterungen zur Verfügung gestanden.

Der Aufsichtsrat hat das Prüfungsergebnis zur Kenntnis genommen. Er hat den von der Geschäftsführung aufgestellten Jahresabschluss und den Lagebericht seinerseits geprüft. Nach dem abschließenden Ergebnis seiner Prüfung sind Einwendungen nicht zu erheben. Der Aufsichtsrat schloss sich den Prüfungsergebnissen des Abschlussprüfers an und hat den Jahresabschluss zum 31. Dezember 2023 gebilligt, der damit festgestellt ist.

Durch Gesellschafterbeschluss vom 06.11.2024 wurden Herr Bernhard Schwartz mit sofortiger Wirkung abberufen und Herr Prof. Dr. Klaus Kleinekorte, Lehrbeauftragter der RWTH Aachen, Aachen mit sofortiger Wirkung in den Aufsichtsrat bestellt.

Durch Gesellschafterbeschluss vom 19.12.2024 wurden Herr Dr. Bernhard Böhm mit Wirkung zum 31.12.2024 abberufen und Frau Giesela von Krosigk, Managing Director KfW IPEX-Bank GmbH, Frankfurt am Main mit Wirkung zum 01.01.2025 in den Aufsichtsrat bestellt.

Der Aufsichtsrat dankt der Geschäftsführung, den Betriebsräten und allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern für ihre engagierte Arbeit, die maßgeblich zum Erfolg des Jahres 2024 beigetragen hat.