E.ON Energy Projects GmbH

E.ON Energy Projects GmbH

München

Jahresabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2023 bis zum 31.12.2023

Lagebericht für das Geschäftsjahr 2023

1. Geschäft und Rahmenbedingungen

1.1 Geschäftstätigkeit

Die E.ON Energy Projects GmbH, München, (EEP) bündelt die Kompetenzen des Konzerns der E.ON SE, Essen, (E.ON) im Geschäftsfeld der dezentralen Strom- und Wärmeerzeugung für Industriekunden und kommunale Versorger. Die Entwicklung und Realisierung von Anlagen zur Dampf- und Stromerzeugung, von der Planung über Finanzierung bis hin zum Betrieb, ist das Kerngeschäft der EEP. Das Versorgungskonzept und die Gestaltung der Gesellschafts- und Vertragsstruktur werden in enger Zusammenarbeit individuell mit dem Kunden ausgearbeitet.

Die EEP ist neben Deutschland in verschiedenen internationalen Märkten, insbesondere mit Tochtergesellschaften in Benelux und Großbritannien, aktiv.

Die EEP gehört als rechtlich selbständiges Unternehmen innerhalb des E.ON-Konzerns zu einer Gruppe verbundener Elektrizitäts- und Gasunternehmen. Die EEP führt mit dem An- und Verkauf von Energie sowie der Betriebsführung, als ein Unternehmen, das zu einer Gruppe vertikal integrierter Energieversorgungsunternehmen gehört, ausschließlich andere Tätigkeiten im Sinne des § 6b Abs. 3 Satz 3 EnWG innerhalb des Elektrizitätssektors und § 6b Abs. 3 Satz 4 EnWG außerhalb des Elektrizitätssektors aus.

1.2 Technologie und Innovation

Die EEP ist über die E.ON in verschiedenen Organisationen, die sich mit Forschungsvorhaben befassen, vertreten. Darüber hinaus werden in Zusammenarbeit mit der E.ON andere Unternehmen mit Forschungs- und Entwicklungsarbeiten beauftragt. EEP konzentriert sich auf die Flexibilisierung des Kraft-Wärme-Kopplung- (KWK) Anlagenbetriebs, um Regeldienstleistungen zur Netzstabilisierung aus den Kraftwerken der EEP-Gruppe anbieten zu können.

2. Wirtschaftsbericht

2.1 Gesamtwirtschaftliche Rahmenbedingungen

Die Zinserhöhungen der Notenbanken belasteten die Weltwirtschaft im Berichtsjahr, was sich in den Prognosen für das Wachstum der Bruttoinlandsprodukte (BIP) widerspiegelt. Gemäß OECD soll das globale BIP für das Jahr 2023 ein Wachstum von 2,9% erreicht haben und läge damit hinter dem Wachstum des Jahres 2022 mit 3,3% zurück ^[1] .

Während die Konjunkturprognose der OECD für Deutschland im Juni 2023 für das Berichtsjahr eine Stagnation für möglich gehalten hatte, ist das BIP schließlich um 0,2% (OECD) beziehungsweise laut Statistischem Bundesamt um 0,3% gesunken. Ein wesentlicher Grund für diese Entwicklung waren die Zinserhöhungen, um der Inflation entgegenzuwirken. Diese bremsten jedoch zugleich die Wirtschaftsaktivität. ^[2]

Im gesamten Jahresverlauf war für Wirtschaft und Haushalte die Inflation spürbar, die gemäß OECD im Jahr 2023 im Schnitt bei 6,6% lag ^[3] .

2.2 Energiepolitisches Umfeld

Mitte 2022 hat der Bundestag das sogenannte Osterpaket zum beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Energien verabschiedet. Mit verschiedenen Gesetzesänderungen, beispielsweise im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG), hat der Gesetzgeber die Ziele für den Anteil erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch von 50% auf 80% erhöht. Dabei rückt der Ausbau der Solarenergie in den Fokus.

Zudem hat die Bundesregierung im Juni 2023 die Neufassung des Klimaschutzgesetzes auf den Weg gebracht. Ursprünglich sah das Klimaschutzgesetz jährliche Emissionsreduktionsziele für die Sektoren Energie, Industrie, Verkehr, Gebäude, Landwirtschaft und Abfallwirtschaft vor. Die derzeit laufende Anpassung sieht nun u.a. vor, die Klimaziele nicht mehr rückwirkend nach Sektoren, sondern vorausschauend, mehrjährig und sektorübergreifend einzuhalten. Emissionsminderungsziele für einzelne Sektoren sollen damit entfallen. ^[4]

Die Notwendigkeit, den Stromsektor in kurzer Zeit vollständig auf erneuerbare Energien umzustellen und diesen Umbau effizient, sicher und schnell zu gestalten, erfordert eine Weiterentwicklung des Strommarktdesigns. Daher hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (BMWK) mit der Plattform Klimaneutrales Stromsystem (PKNS) 2023 ein Diskussionsforum zum zukünftigen Marktdesign im Strommarkt ins Leben gerufen. Beteiligt sind Akteure aus Parlament, EU-Kommission, Wissenschaft, Wirtschaft und Zivilgesellschaft. ^[5]

Das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) wurde im Jahr 2023 mehrfach novelliert. Dabei wurden verschiedene Themen behandelt, insbesondere die Umsetzung des EuGH-Urteils zur Unabhängigkeit der Regulierungsbehörde und der Aufbau eines Wasserstoff-Kernnetzes einschließlich dessen Finanzierung. Zentral für die Umsetzung des EuGH-Urteils ist die formale Aufwertung der Bundesnetzagentur, die nun allein die Bedingungen für den Netzzugang und die Netzentgelte (Strom, Gas, Wasserstoff) festlegen kann. In einem parallel zur EnWG-Hauptnovelle verabschiedeten Entschließungsantrag wird angekündigt, dass weitere Regelungen zum Thema Netzanschluss zu erwarten sind. ^[6]

Was die Entlastung der Strom- und Gaskunden betrifft, so wurde 2023 ein ermäßigter Umsatzsteuersatz auf Gas- und Stromlieferungen wirksam. ^[7] Diese Maßnahme wurde bis zum 29. Februar 2024 verlängert. ^[8] Das Bundesverfassungsgericht hat am 15. November 2023 entschieden, dass das Gesetz über den zweiten Nachtragshaushalt 2021 verfassungswidrig ist. Das Urteil betrifft unmittelbar den Klima- und Transformationsfonds (KTF). Bei Übertragung der Grundsätze auf die weiteren Sondervermögen ist mittelbar auch der Wirtschaftsstabilisierungsfonds (WSF) betroffen. ^[9] In der Folge hat die Bundesregierung die staatliche Förderung über die Strom- und Gaspreisbremsen nicht wie geplant bis Ende März 2024 verlängert, sondern diese liefen Ende 2023 aus. ^[10]

2.3 Energiepreisentwicklung

Die Commoditypreise sind im Jahr 2023 im Vergleich zu 2022 deutlich gesunken und haben sich mehr als halbiert. Der Preisrückgang für Strom (EEX, entso-e, Spot, Base) lag 2023 mit 98,27 €/MWh im Vergleich zu den Preisen im Jahr 2022 mit 235,43 €/MWh knapp 60% niedriger. Die Gaspreise (EEX, Spot, NCG/THE) lagen 2023 im Mittel bei 41,27 €/MWh, gegenüber einem durchschnittlichen Preisniveau 2022 von 125,72 €/MWh; dies entspricht einem Preisrückgang von knapp 70%.

Der CO ₂ Zertifikatspreis lag im Berichtsjahr im Jahresmittel bei rund 83,91 €/t CO ₂ und war damit um 4,0% höher im Vergleich zum Vorjahr. Der CO ₂ Zertifikatspreis erreichte am 19.08.2022 bei 97,58 €/t CO ₂ ein Allzeithoch.

Als Faktoren für ein aktuell weiterhin erhöhtes Preisniveau wirken neben der gegenwärtigen Unsicherheit über den witterungsbezogenen Verlauf des Winters insbesondere verbleibende geopolitische Risiken und der Wettbewerb um Flüssiggas auf dem Weltmarkt. Im Wettbewerb um Flüssiggas insbesondere mit Asien hat der erwartete Ausbau von Kapazitäten zur Verflüssigung von Gas bei wesentlichen Produzenten in den kommenden Jahren dagegen das Potenzial, mittelfristig zu einer weiteren preislichen Erholung zu führen.

2.4 Finanzielle Leistungsindikatoren

Der wesentliche Leistungsindikator, nach dem die Gesellschaft gesteuert wird, ist das bereinigte EBITDA nach IFRS. Dieses liegt im Jahr 2023 mit € 22,4 Mio. über dem Prognosewert von € 17 Mio. Die Überschreitung ist im Wesentlichen in der vollumfänglichen Auflösung einer Rückstellung begründet, die nach einem umfassend zugunsten der Lillo und ihrer Gesellschafter erfolgten Schiedsspruch nicht in Anspruch genommen werden musste.

Abweichungen in Höhe von € -50,8 Mio. zum Ergebnis nach Steuern nach HGB (€ -28,4 Mio.) ergeben sich abgesehen vom Zinsergebnis (€ 0,7 Mio.) aufgrund unterschiedlicher Ansatz- und Bewertungsmethoden (€ -51,5 Mio.) der Rechnungslegungswerke und deren Anwendung im E.ON Konzern sowie der Abschreibung des Anschaffungswerts einer Beteiligung in Höhe von € 36,9 Mio.

2.5 Geschäftsverlauf

In Deutschland war das kundenseitige Interesse an der Entwicklung von neuen Kraftwerksanlagen zur Stromeigenerzeugung im Geschäftsjahr im Rahmen der Erwartungen.

Am 14. April 2023 konnte die belgische Beteiligung der EEP, die E.ON Power Plants Belgium BV, mit dem Kunden Imerys Graphite & Carbon Belgium NV erfolgreich eine Vereinbarung über den Bau, den Betrieb und die Wartung einer Energierückgewinnungsanlage schließen. Die Energieerzeugung basiert dabei auf der Verwertung von Synthesegas, welches in den Produktionsprozessen des Kunden als Reststoff anfällt. Die Baumaßnahmen in Willebroek, Belgien begannen im Jahr 2023 und werden voraussichtlich im 3. Quartal 2025 abgeschlossen sein. Die Laufzeit des Vertrages beträgt 18 Jahre. Am Standort Hürth errichtet EEP über ihre 100%-Tochtergesellschaft GSH Green Steam Hürth GmbH, München, (GSH) eine Biomasseanlage, um damit einen Kunden mit Dampf zu versorgen und Grünstrom zu vermarkten. Aufgrund diverser technischer Komplikationen während der Errichtungsphase, wird die Anlage voraussichtlich erst im 2. Quartal 2024, und damit deutlich später als geplant, in Betrieb gehen. Die Wirtschaftlichkeit des Projektes ist hierdurch sowie das herausfordernde Marktumfeld bei der Biomassebeschaffung nicht unerheblich belastet.

Das Tochterunternehmen Kraftwerk Neuss GmbH, München, (KNE) befindet sich in der Errichtung einer Gas-und-Dampfturbinen-Anlage (GuD) für den Kunden MM Neuss GmbH. Die Baumaßnahmen begannen bereits 2022 und werden voraussichtlich Mitte 2024 finalisiert werden.

Zum 01.01.2023 hat die Projektgesellschaft Sustainable Energy Aschaffenburg GmbH ("SEA", 100%-Tochterunternehmen der EEP, ehemals Smart Energy Plattling GmbH) vom Kunden DS Smith Paper Deutschland GmbH eine bestehende GuD-Anlage übernommen und betreibt diese seither. Der Betrieb dieser Bestandanlage verlief weitgehend planmäßig. Ergänzend wird am Standort des Kunden eine Reststoffverbrennungsanlage errichtet, die 2025 in Betrieb gehen soll. Im Geschäftsjahr 2023 hat EEP den Aufbau des strategischen Geschäftsfelds Carbon Capture Utilization & Storage ("CCUS") weiter vorangetrieben. EEP evaluiert zukünftige Möglichkeiten, das in Energieerzeugungsanlagen entstehende CO ₂ abzuscheiden und entweder zu vermarkten oder in Reservoirs dauerhaft speichern zu lassen.

Die im Januar 2022 erworbene Beteiligung am norwegischen Unternehmen "Horisont Energi AS" (HE) ist ein Bestandteil dieses Geschäftsfelds. Der Ausweis der Beteiligung in der Bilanz der EEP erfolgt grundsätzlich zu fortgeführten Anschaffungskosten als verbundenes Unternehmen at cost. Die erzielten Fortschritte bei der Projektentwicklung sind hinter den Erwartungen zurückgeblieben. Insbesondere sind negative Entwicklungen durch den Ausstieg von wichtigen Projektpartnern sowie durch die Nichtberücksichtigung bei der Speicherstättenlizenzierung zu nennen. Daher wurde im Sinne einer vorsichtigen Bilanzierung und angesichts der bestehenden Unsicherheiten des weitere Geschäftsverlaufs der Anschaffungswert aufwandswirksam abgeschrieben.

Bei der Anlage der Kraftwerk Marl GmbH, München, (KWM) wurden aufgrund des ganzjährig niedrigeren Energiebedarfs des Kunden - bezogen auf die Gasturbine - geringere Einsatzzeiten verzeichnet als geplant. Hierdurch fiel das Dienstleistungsentgelt geringer als geplant aus.

Das Tochterunternehmen Kraftwerk Hattorf GmbH, München, (KWH) hat den vertraglich vereinbarten Pachtzins und das Betriebsführungsentgelt für insbesondere technische Dienstleistungen vertragsgemäß abgerechnet. Im Laufe des Geschäftsjahres gab es keine besonderen Geschäftsvorfälle.

Der Betrieb der Gas-und-Dampfturbinen-Anlage (GuD) des Tochterunternehmens Kraftwerk Plattling GmbH, München, (KWP) hatte eine geringere Einsatzzeit als geplant. Grund hierfür war ein geringerer Energiebedarf seitens des Kunden als geplant, u.a. bedingt durch die dauerhafte Einstellung der Papierproduktion am Standort des Kunden zu Ende November 2023. Das Jahresergebnis lag dennoch leicht über dem Budget. Wesentliche Ursache hierfür waren geringere Instandhaltungskosten als geplant.

Die GuD-Anlage des Tochterunternehmens KGW - Kraftwerk Grenzach-Wyhlen GmbH, München, (KGW) konnte planmäßig betrieben werden. Das höhere Ergebnis ist auf die Auflösung von Rückstellungen im Zusammenhang mit der EEG-Umlagebefreiung zurückzuführen.

Der Betrieb der GuD-Anlage des Gemeinschaftsunternehmens InfraServ-Bayernwerk Gendorf GmbH, Burgkirchen, (IBG) verlief planmäßig.

Die KWK-Anlage der Industriekraftwerk Greifswald GmbH, Kassel, (IKG) wurde nach der Zerstörung der Nordstream Pipeline im September 2022 und des damit entfallenen kundenseitigen Wärmebedarfs praktisch nicht mehr betrieben. Im Laufe des Jahres wurde die Anlage konserviert. EEP hat entsprechend eine Anpassung der bestehenden Drohverlustrückstellung und eine Wertberichtigung auf den Beteiligungsbuchwert der IKG vorgenommen.

Die Verfügbarkeit des durch die Lillo Energy N.V., Brüssel (Belgien), (Lillo) betriebenen Kraftwerks lag leicht unter dem geplanten Niveau. Ursache hierfür war unter anderem ein zeitweiser geringer Energiebedarf des Kunden, der zu einem eingeschränkten Betrieb der Anlage führte. Durch den deutlich geringeren Clean Spark Spread in Belgien wurde der geplante Ergebnisbeitrag aus der Stromvermarktung nicht erreicht. Aufgrund eines umfassend zugunsten der Lillo und ihrer Gesellschafter erfolgten Schiedsspruchs konnte eine Rückstellung vollumfänglich aufgelöst werden.

Die Verfügbarkeit der KWK-Anlage des Tochterunternehmens Kemsley CHP Limited, Coventry, (United Kingdom), (KCHPL) lag unter dem geplanten Niveau aufgrund von technischen Unzulänglichkeiten der Gasturbine und einem größeren Kesselschaden. Durch an die Verfügbarkeit geknüpfte Pönalezahlungen an den Kunden ergab sich ein geringerer Ergebnisbeitrag im Vergleich zum Plan.

In Belgien operiert EEP über ihre belgische Beteiligung E.ON Power Plants Belgium BV, Mechelen (Belgien), (EPPB). Diese Gesellschaft verzeichnete im Jahr 2023 einen Ergebnisrückgang gegenüber dem Vorjahr. Dieser liegt hauptsächlich in den gefallenen Energiepreisen begründet, sowie an der geringeren Produktion im Kraftwerk Oleon verursacht durch niedrigeren Energiebedarf des Kunden. Die Verfügbarkeit des Kraftwerks Oleon lag, unter anderem durch eine Kesselleckage, unter dem erwarteten Niveau. Die Verfügbarkeit des Kraftwerks Promat war wie erwartet. Das am Standort Terneuzen in den Niederlanden in Betrieb befindliche Kraftwerk der EPPB konnte planmäßig betrieben werden, was zu einem Verfügbarkeitsbonus führte. Der Ergebnisbeitrag ist aufgrund der Pachtstruktur im Regelfall stabil.

Im Jahr 2020 hatte EEP eine 100%-Tochtergesellschaft mit Sitz in Zagreb gegründet (Drava CHP Plant d.o.o.). Da das in dieser Gesellschaft geplante Kraftwerksprojekt im Osten Kroatiens nicht realisiert werden konnte, wird die Gesellschaft seither als Vorratsgesellschaft ohne betriebliche Aktivitäten geführt. EEP hat diese Vorratsgesellschaft im Jahr 2024 konzernintern an eine andere E.ON Einheit veräußert.

2.6 Vermögens- und Finanzlage

Die Vermögenslage ist im Wesentlichen durch Kraftwerksbeteiligungen bzw. deren Projektierung sowie die Finanzierung durch E.ON geprägt. Die Finanzanlagen haben sich von € 111,9 Mio. auf € 103,1 Mio. reduziert. Wesentliche Gründe hierfür sind die Abwertung der Beteiligung an HE sowie gegenläufig die Ausgabe von Gesellschafterdarlehen an die EPPB. Das Umlaufvermögen ist hauptsächlich durch höhere Forderungen gegen verbundene Unternehmen, im Wesentlichen aufgrund der Forderung der EEP im Rahmen der Verlustübernahme durch die Alleingesellschafterin EOB, von € 58,4 Mio. auf € 91,8 Mio. gestiegen.

Die Rückstellungen sind im Vergleich zum Vorjahreszeitraum auf € 30,3 Mio. (Vorjahr € 33,9 Mio.) gesunken. Dabei konnte die vollumfängliche Auflösung einer Rückstellung für Geschäftsaktivitäten der Lillo die Bildung einer Rückstellung im Zusammenhang mit der KWP überkompensieren. EEP hat eine entsprechende Risikovorsorge für KWP gebildet, da es am Standort Plattling im Jahr 2023 zur Stilllegung der Papierfabriken kam, welche von KWP mit Strom und Wärme beliefert wurden. In der Folge wird die Ausübung der vertraglich wechselseitig mit dem Kunden bestehenden Put- und Call-Option über die Geschäftsanteile an der KWP wahrscheinlich. Die Verbindlichkeiten haben sich von € 76,6 Mio. auf € 105,2 Mio. erhöht, was größtenteils auf die gestiegenen Verbindlichkeiten im Rahmen des Cash Pooling gegenüber E.ON zurückzuführen ist. Gleichzeitig wurden Verbindlichkeiten aus der Ergebnisabführung 2022 gegenüber der Gesellschafterin EOB zurückgeführt.

Die EEP ist zur Sicherstellung der Liquidität in die Finanzorganisation der E.ON eingebunden. Die sich hieraus ergebenden Verbindlichkeiten betragen zum 31. Dezember 2023 € 60,3 Mio. Die Eigenkapitalquote liegt zum 31. Dezember 2023 bei rd. 31 %.

2.7 Ertragslage

Die betrieblichen Erträge (Umsatzerlöse, Bestandsveränderungen und sonstige betriebliche Erträge) liegen mit € 67,5 Mio. (Vorjahr € 135,3 Mio.) unter dem Vorjahresniveau, da in diesem Jahr geringere Umsatzerlöse aus Strom- und Erdgaslieferungen realisiert werden konnten. Der zeitgleich auf € 39,3 Mio. (Vorjahr € 101,1 Mio.) gesunkene Materialaufwand resultiert im Wesentlichen aus niedrigeren Aufwendungen für Strom- und Erdgasbezug sowie Aufwendungen für Emissionszertifikate. Das Finanzergebnis liegt primär aufgrund der Abschreibung des Anschaffungswerts der Beteiligung HE mit € - 20,1 Mio. deutlich unter dem Vorjahr (€ 20,2 Mio.).

Der Verlust der EEP wurde vertragsgemäß von der Alleingesellschafterin EOB ausgeglichen.

3. Mitarbeiter

Die EEP hat ihre durchschnittliche Mitarbeiterzahl im Laufe des Jahres von 97 auf 117 erhöht, um die steigende Anzahl an Kraftwerksprojekten in Entwicklung, Abwicklung sowie im Betrieb bewerkstelligen zu können und um den Aufbau des strategischen Geschäftsfelds Carbon Capture Utilization & Storage zu ermöglichen.

4. Risikomanagement sowie Risiko- und Chancenbericht

Die EEP setzt die vom E.ON Konzern gemäß Richtlinien vorgegebenen Systeme des Risikomanagements (RMS) ein. Dazu gehören neben Ad-hoc-Meldungen insbesondere eine planmäßige, quartärliche Risikoerfassung und -berichterstattung und ein RMS-Gremium, das diesen Prozess überwacht. Da wesentlichen Risiken bereits beim Abschluss von Projektverträgen entgegengewirkt werden kann, werden insbesondere potenzielle Risiken vor Vertragsabschlüssen untersucht und bewertet. Die vierteljährliche Risikoerfassung und -berichterstattung umfasst einen Zeitraum von 3 Jahren.

Im Neubaugeschäft sind Risiken und Chancen der EEP wesentlich von den nicht beeinflussbaren gesetzlichen Rahmenbedingungen, insbesondere zum Ausbau und Förderung von KWK-Anlagen und Erneuerbaren-Energien-Anlagen abhängig. Darüber hinaus werden weitere Förderregime (z.B. für Energieeffizienzmaßnahmen oder zukünftig auch für Carbon Capture), sowie die von der Bundesregierung angekündigte Biomasse-Strategie eine Rolle spielen. Auch volkswirtschaftlich geringfügige Anpassungen in der Umwelt- und Energiepolitik (beispielsweise Vorgaben zur Stickoxid-Reduzierung) können auf das Geschäft von EEP starke Auswirkungen haben. Die Ausgestaltung eines neuen Strommarktdesigns auf Europäischer Ebene und in den einzelnen Mitgliedstaaten, insbesondere die angekündigte deutsche Kraftwerksstrategie wird darüber hinaus maßgeblichen Einfluss auf neue Investitionen in Energielösungen haben. Diese Risiken und Chancen sind für das Geschäftsfeld der EEP von genereller Natur. Es liegen hierzu zwar erste grobe Eckpunkte vor, aber die konkreten Rahmenbedingungen und die gesetzliche Ausformulierung ist weiterhin offen.

Bei der Unterstützung von Projekten im Ausland bestehen aufgrund des teilweise für EEP neuen regulatorischen und wirtschaftlichen Umfelds grundsätzlich größere Risiken, denen EEP jedoch durch Beratung und Zusammenarbeit mit lokalen E.ON Einheiten oder konzernexternen Experten sowie durch übliche Sicherungsinstrumente und Haftungsbegrenzungen entgegengewirkt. Im Falle der Umsetzung konkreter Projekte werden zusätzliche Ressourcen bzw. entsprechendes Know-how zentral, aber auch im jeweiligen Land aufgebaut. Dieses Risiko wird daher als gering eingeschätzt.

Preisänderungsrisiken im Commodity-, insbesondere Brennstoffmarkt werden durch vertragliche Vereinbarungen weitestgehend auf die Kraftwerkskunden allokiert. Eine Veränderung des Clean Spark Spread wirkt sich in Bezug auf die durch EEP und ihre Kraftwerksbeteiligungen selbst zu vermarktenden Strommengen ergebnisseitig, dennoch positiv wie negativ aus, wobei Preisanstiege an allen Commodity-Märkten aufgrund der guten Wirkungsgrade dieser zumeist in Kraft-Wärme-Kopplung erzeugten Vermarktungsmengen grundsätzlich positiv auf das Ergebnis wirken und umgekehrt. Die Risiken und Chancen hieraus werden als mittel eingeschätzt. Aufgrund der erheblichen Preisschwankungen an den Commodity-Märkten während der letzten beiden Jahre wird gegenwärtig geprüft, ob und wie eine Hedging Strategie umgesetzt werden kann, die einen Teil des erwarteten EBIT für 1-2 Jahre im Voraus sichert.

Das Finanzergebnis der EEP ist in der Regel von der Anlagenverfügbarkeit der einzelnen Tochtergesellschaften abhängig. Stillstände durch geringere Energieabnahmen der Kunden oder durch technische Schäden können sich daher negativ auf das Ergebnis der EEP auswirken. Zu letzterem wurden zur Risikominimierung bei einzelnen Tochtergesellschaften entsprechend Versicherungen bei Maschinenbruch und Betriebsunterbrechungen mit festgelegten Selbstbehalten abgeschlossen. Chancen aus höherer Anlagenverfügbarkeit sind aufgrund der hohen geplanten Verfügbarkeiten limitiert. Das Risiko eines schwerwiegenden Kraftwerksausfalls von langer Dauer ist als gering einzuschätzen.

Generell wird den Ausfallrisiken von Kunden nach Möglichkeit durch Konzernbürgschaften der Kunden entgegengewirkt. Diese Absicherung kann im Extremfall wirkungslos sein und daher erheblichen Abschreibungsbedarf nicht verhindern. Dieses Risiko wird derzeit als gering eingeschätzt.

Die EEP finanziert sich wesentlich durch eine Liquiditätsvereinbarung mit E.ON (Cash-Pooling). Finanzwirtschaftliche Risiken hängen daher wesentlich von dieser ab, da E.ON mit der EEP über ihre direkte Obergesellschaft EOB durch einen Ergebnisabführungsvertrag verbunden ist. Wir sehen aufgrund der Bonität der E.ON hier keine Risiken.

Es wurden GBP 15,1 Mio. und € 75,6 Mio. Bürgschaften und Parental Company Guarantees gegenüber Lieferanten für KCHPL und SEA sowie gegenüber Kunden für GSH und EPPB eingegangen. Das Risiko der Inanspruchnahme wird als gering angesehen. Es wurden keine wesentlichen Risiken identifiziert, die den Fortbestand des Unternehmens gefährden.

5. Prognosebericht

Mit Blick auf Deutschland gehen Wirtschaftsinstitute für das Jahr 2024 von einer beginnenden Erholung der Wirtschaft und einem Wachstum von 0,9% aus. Darüber hinaus wird mit einer weiteren Normalisierung der Konjunktur im Jahr 2025 und einem BIP-Wachstum von 1,3% gerechnet. Die sich zuletzt abschwächende Inflation, die steigenden Lohneinkommen und die hohe Beschäftigungsrate lassen auf eine höhere Kaufkraft sowie gesamtwirtschaftliche Nachfrage schließen, die diese Einschätzungen/Prognosen stützen.

Prognosen zur wirtschaftlichen Entwicklung bleiben angesichts der schwer vorhersehbaren Entwicklung des Angriffes von Russland auf die Ukraine und deren Auswirkungen auf die Energiemärkte mit Unsicherheit behaftet.

Für 2024 wird ein bereinigtes EBITDA nach IFRS von rund € -3 Mio. (Vorjahr € 22 Mio.) erwartet. Der erwartete Rückgang gegenüber dem Vorjahr ist im Wesentlichen auf den im Vorjahr vorhandenen Einmaleffekt aus der Auflösung einer Rückstellung sowie auf Anlaufkosten für das Geschäftsfeld CCU/S zurückzuführen.

Im Bestandsgeschäft wird aktuell erwartet, dass sich der für die Vermarktung von Stromüberschüssen maßgebliche Strom-Gas-Spread (incl. CO ₂ -Zertifikate), der sich seit Sommer 2023 rückläufig entwickelt hat, unter dem geplanten Niveau liegen wird.

Im Neugeschäft hängt die Projektentwicklung wesentlich von den gesetzlichen Rahmenbedingungen ab. Es ist zu erwarten, dass sich das politische, gesellschaftliche und regulatorische Umfeld und insbesondere die Fördermöglichkeiten oder Privilegien für rein erdgasgefeuerte KWK-Anlagen weiter verschlechtern. Andererseits können sich zunehmend Chancen für Anlagenkonzepte eröffnen, die eine weitere, schrittweise Reduzierung der CO ₂ -Emissionen im Vergleich zur reinen Erdgas-KWK ermöglichen (z.B. basierend auf Technologien wie Power to Heat, Carbon Capture, Biomasse oder grüne Gase). Dies gilt sowohl hinsichtlich einer zunehmenden politischen und regulatorischen Unterstützung für entsprechende Projekte als auch hinsichtlich eines deutlich steigenden Kundeninteresses, insbesondere in Zusammenhang mit zunehmend ambitionierteren Zielen zur Dekarbonisierung in weiten Teilen der Industrie. Ob sich entsprechende Chancen bereits im Jahr 2024 in Form von Vertragsabschlüssen realisieren lassen, hängt nicht zuletzt von der konkreten gesetzlichen Umsetzung der energiepolitischen Agenda der Bundesregierung ab. Durch die internationale Positionierung der EEP könnten sich entsprechende Opportunitäten für die Projektentwicklung auch im Ausland ergeben, auch diese würden sich jedoch aufgrund der langen Projektrealisierungsdauer erst in späteren Jahren positiv auf die Ertragslage auswirken.

¹ Vgl.: https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Pressemitteilungen/Wirtschaftliche-Lage/2023/20231213-die-wirtschaftliche-lage-in-deutschland-im-dezember-2023.html;
https://www.destatis.de/DE/Presse/Pressemitteilungen/2024/01/PD24_019_811.html :~:text=WIESBADEN%20%
E2%80%93%20Das%20preisbereinigte%20Bruttoinlandsprodukt%20(BIP,der%20Wirtschaftsleistung%200%2C1%20%25
² Vgl.: https://de.statista.com/statistik/daten/studie/2284/umfrage/veraenderung-des-bruttoinlandsprodukts-der-deutschen-wirtschaft/;
https://de.statista.com/statistik/daten/studie/2284/umfrage/veraenderung-des-bruttoinlandsprodukts-der-deutschen-wirtschaft/
³ Vgl.: https://www.destatis.de/DE/Themen/Wirtschaft/Konjunkturindikatoren/Basisdaten/vpi001j.html
⁴ https://dserver.bundestag.de/btd/20/082/2008290.pdf
⁵ https://www.bmwk.de/Redaktion/DE/Dossier/strommarkt-der-zukunft.html
⁶ Vgl.: https://dserver.bundestag.de/btd/20/091/2009187.pdf; https://www.bundestag.de/dokumente/textarchiv/2023/kw45-de-energiewirtschaftsrecht-973174
⁷ https://www.bundesregierung.de/breg-de/aktuelles/steuersenkung-gas-2125486 :~:text=Mit%20dem%20%E2%80%9EGesetz%20zur%20tempor%C3%A4ren,19%20auf%207%20Prozent%20reduziert
⁸ https://www.spdfraktion.de/presse/pressemitteilungen/heizkostenentlastung-laeuft-reduzierte-umsatzsteuer-gas-fernwaerme
⁹ https://www.bundesverfassungsgericht.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2023/bvg23-101.html
¹⁰ https://www.bundesregierung.de/breg-de/schwerpunkte/entlastung-fuer-deutschland/strompreisbremse-2125002

Jahresabschluss für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2023

Inhaltsverzeichnis

Bilanz der E.ON Energy Projects GmbH

Gewinn- und Verlustrechnung der E.ON Energy Projects GmbH

Anhang der E.ON Energy Projects GmbH

Allgemeine Grundlagen Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden Aktiva Passiva

Erläuterung zur Bilanz Anlagevermögen

Umlaufvermögen

Rechnungsabgrenzungsposten

Aktiver Unterschiedsbetrag aus der Vermögensverrechnung

Eigenkapital

Rückstellungen

Verbindlichkeiten Haftungsverhältnisse

Sonstige finanzielle Verpflichtungen

Erläuterung zur Gewinn- und Verlustrechnung

Umsatzerlöse

Sonstige betriebliche Erträge

Materialaufwand Personalaufwand Abschreibungen

Sonstige betriebliche Aufwendungen

Finanzergebnis

Erträge aus Verlustübernahme

Sonstige Angaben

Angaben nach Energiewirtschaftsgesetz

Durchschnittliche Beschäftigungszahl

Nachtragsbericht

Organe der Gesellschaft

Bezüge der Geschäftsführung

Honorar des Abschlussprüfers

Entwicklung des Anlagevermögens

Bilanz

Gewinn- und Verlustrechnung

Anhang

Allgemeine Grundlagen

Die E.ON Energy Projects GmbH mit Sitz in München wird beim Amtsgericht München unter der Nummer HRB 149437 im Handelsregister geführt.

Der Jahresabschluss wird nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuches (HGB) in Verbindung mit dem GmbH-Gesetz (GmbHG) sowie des Gesetzes über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (EnWG) aufgestellt.

Die E.ON Energy Projects GmbH ist eine große Kapitalgesellschaft.

Der Jahresabschluss wird in Euro (€) aufgestellt, die Beträge werden in Tausend Euro (T€) angegeben. Abgerundete Beträge kleiner 1 T€ werden dabei mit 0 T€ und Nullwerte mit - T€ angegeben.

Um die Klarheit und Übersichtlichkeit der Darstellung zu verbessern, werden einzelne Posten gemäß § 265 Abs. 7 Nr. 2 HGB in der Bilanz und in der Gewinn- und Verlustrechnung zusammengefasst und im Anhang gesondert ausgewiesen und erläutert. Die Gewinn- und Verlustrechnung wird nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt. Die sonstigen Steuern werden im sonstigen betrieblichen Aufwand ausgewiesen.

Die E.ON Energy Projects GmbH ist Bestandteil einer Gruppe von Unternehmen, die gemäß § 3 Nr. 38 EnWG als vertikal integriertes Energieversorgungsunternehmen gilt, und fällt damit unter § 6b EnWG.

Gemäß § 291 HGB ist die E.ON Energy Projects GmbH von der Verpflichtung, einen Konzernabschluss sowie einen Konzernlagebericht gemäß § 290 HGB aufzustellen, befreit. Die E.ON Energy Projects GmbH und ihre Tochterunternehmen werden in den befreienden Konzernabschluss der E.ON SE, Essen (HRB 28196), einbezogen.

Die E.ON SE, Essen ist das Mutterunternehmen, das den Konzernabschluss und den Konzernlagebericht für den größten und kleinsten Kreis von Unternehmen aufstellt. Konzernabschluss und Konzernlagebericht werden nach § 325 HGB im Unternehmensregister bekannt gemacht.

Die E.ON SE stellt den Konzernabschluss entsprechend § 315e HGB nach den internationalen Rechnungslegungsvorschriften auf, wie sie von der Europäischen Kommission für die Anwendung in der Europäischen Union übernommen wurden (IFRS).

Zwischen der E.ON Energy Projects GmbH und der E.ON Beteiligungen GmbH, Essen (HRB 30582), als herrschende Gesellschafterin besteht, wie im Vorjahr, ein Ergebnisabführungsvertrag.

Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

Aktiva

Sachanlagen werden mit ihren Anschaffungskosten aktiviert und bei zeitlich begrenzter Nutzung planmäßig linear abgeschrieben.

Den planmäßigen Abschreibungen liegen im Wesentlichen die folgenden betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern zugrunde:

Abnutzbare Vermögensgegenstände mit Anschaffungskosten von bis zu 250 € werden im Zugangsjahr voll aufwandswirksam erfasst. Für Anlagenzugänge wird ein Sammelposten gebildet, wenn die Anschaffungskosten für den einzelnen Vermögensgegenstand mehr als 250 € und bis zu 1.000 € betragen. Der jeweilige Sammelposten wird im Jahr der Bildung und in den folgenden vier Geschäftsjahren mit jeweils einem Fünftel abgeschrieben.

Außerplanmäßige Abschreibungen erfolgen bei voraussichtlich dauerhafter Wertminderung aufgrund technischer bzw. wirtschaftlicher Gründe.

Finanzanlagen werden zu Anschaffungskosten bzw. bei voraussichtlich dauernder Wertminderung mit den ihnen beizulegenden niedrigeren Werten angesetzt. Bei Wegfall der Gründe werden Wertaufholungen vorgenommen. Verzinsliche Ausleihungen werden mit ihren Nennwertenbilanziert.

Die in den Vorräten ausgewiesenen entgeltlich erworbenen Emissionsrechte werden zu Anschaffungskosten erfasst und unter Berücksichtigung des Niederstwertprinzips und im Einklang mit § 240 Abs. 4 HGB mittels des Durchschnittskostenverfahrens bewertet. Der Ausweis des zur Weitergabe an Konzernunternehmen bestimmten Anteils der CO ₂ Zertifikate erfolgt zu Anschaffungskosten und unter Berücksichtigung des Niederstwertprinzips unter den sonstigen Vermögensgegenständen.

Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände werden mit ihren Nennbeträgen abzüglich angemessener Wertberichtigungen bilanziert. Es werden alle erkennbaren Einzelrisiken berücksichtigt.

Forderungen für noch nicht in Rechnung gestellte Lieferungen und Leistungen werden mittels anerkannter Schätzverfahren zum Bilanzstichtag abgegrenzt. Fremdwährungsforderungen mit einer Restlaufzeit bis zu einem Jahr werden ohne Beachtung der Restriktion des Anschaffungskosten- und Realisationsprinzips zum Devisenkassamittelkurs am Bilanzstichtag umgerechnet.

Guthaben bei Kreditinstituten werden zum Nennwert bilanziert. In Fremdwährung geführte Bankguthaben werden zum Devisenkassamittelkurs bewertet.

Als aktive Rechnungsabgrenzungsposten werden Ausgaben vor dem Abschlussstichtag angesetzt, soweit sie Aufwendungen für einen bestimmten Zeitraum nach diesem Zeitpunkt darstellen.

Zur Erfüllung von Verpflichtungen aus der betrieblichen Altersversorgung der Mitarbeiter sind entsprechende Mittel in Fondsanteilen angelegt. Die Fondsanteile werden vom E.ON Pension Trust e.V., Essen, treuhänderisch für die E.ON Energy Projects GmbH verwaltet.

Die Bewertung des Deckungsvermögens erfolgt zum beizulegenden Zeitwert. Das Deckungsvermögen teilt sich auf in am aktiven Markt gelistetes Vermögen (ca. 84,9 %) und nicht am aktiven Markt gelistetes Vermögen (ca. 15,1 %). Der beizulegende Zeitwert des Deckungsvermögens wird, soweit es sich um am aktiven Markt gelistetes Vermögen handelt, durch die beauftragten Verwaltungsgesellschaften unter Zuhilfenahme von Börsenkursen bewertet. Sofern es sich um nicht am aktiven Markt gelistetes Vermögen handelt, werden die Werte mit Hilfe allgemein anerkannter Bewertungsmethoden, wie zum Beispiel des Discounted-Cash-Flow-Verfahrens bei Immobilienbewertungen, unter Verwendung branchenspezifischer Annahmen zum Abschlussstichtag abgeleitet. Die jeweilige Verwaltungsgesellschaft respektive die dort beauftragten Gutachter legen die Bewertungsannahmen, wie Zinssätze, fest.

Die betreffenden Vermögensgegenstände dienen ausschließlich der Erfüllung der Pensionsverpflichtungen und sind dem Zugriff der übrigen Gläubiger entzogen. Sie sind gemäß § 246 Abs. 2 HGB mit den zugrunde liegenden Verpflichtungen zu verrechnen. Entsprechend wird mit den zugehörigen Aufwendungen und Erträgen aus Zinseffekten und aus dem zu verrechnenden Vermögen verfahren. Der die Verpflichtungen übersteigende beizulegende Zeitwert des Deckungsvermögens wird als aktiver Unterschiedsbetrag aus der Vermögensverrechnung auf der Aktivseite der Bilanz ausgewiesen.

Passiva

Das gezeichnete Kapital wird mit dem Nennbetrag angesetzt.

Rückstellungen tragen allen erkennbaren Risiken im Rahmen der handelsrechtlichen Vorschriften ausreichend Rechnung und werden in Höhe des nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrages angesetzt. Bei den sonstigen Rückstellungen sind auch zukünftige Preis- und Kostensteigerungen mit einbezogen, sofern ausreichend objektive Hinweise für ihren Eintritt vorliegen. Rückstellungen mit einer originären Laufzeit von mehr als einem Jahr werden mit dem ihrer Restlaufzeit entsprechenden durchschnittlichen Marktzinssatz, der von der Deutschen Bundesbank ermittelt und bekannt gegeben wird, abgezinst.

Die Bewertung der Pensionen erfolgt nach dem international anerkannten Anwartschaftsbarwertverfahren (Projected Unit Credit Methode). Nach diesem Verfahren errechnet sich die Höhe der Pensionsverpflichtungen aus der zum Bilanzstichtag erdienten Anwartschaft unter Berücksichtigung eines Gehalts-/Karrieretrends und einer Rentendynamik. Für die Abzinsung der Pensionsverpflichtungensowie der Deputate, die Altersversorgungscharakter haben, wird der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichte durchschnittliche Marktzinssatz der vergangenen zehn Geschäftsjahre bei einer angenommenen Restlaufzeit von 15 Jahren zugrunde gelegt.

Die Bewertung der vergleichbar langfristig fälligen sonstigen Rückstellungen erfolgt ebenfalls nach dem international anerkannten Anwartschaftsbarwertverfahren (Projected Unit Credit Methode) unter Berücksichtigung eines Gehalts-/Karrieretrends. Zur Diskontierung der Jubiläumsverpflichtungensowie für Sterbegeldverpflichtungen wird der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichte durchschnittliche Marktzins der vergangenen sieben Jahre bei einer angenommenen Restlaufzeit von 15 Jahren zugrunde gelegt.

Den versicherungsmathematischen Rückstellungsberechnungen liegen als Rechnungsgrundlagen die Richttafeln 2018 G von K. Heubeck zugrunde. Als Bewertungsendalter werden grundsätzlich die frühestmöglichen Altersgrenzen in der gesetzlichen Rentenversicherung unter Berücksichtigung der Regelungen des RV-Altersgrenzenanpassungsgesetzes vom 20. April 2007 herangezogen. Für Mitarbeiter mit abgeschlossenen Vorruhestandsvereinbarungen wird das vertraglich vereinbarte Endalter berücksichtigt. Des Weiteren werden branchenübliche Fluktuationswahrscheinlichkeiten verwendet.

Der Rückstellungsbewertung liegen folgende Annahmen zugrunde:

Mit Wirkung zum 31. Dezember 2006 ist die MEON Pensions GmbH & Co. KG, Essen, (MEON) durch einen Vertrag über einen Schuldbeitritt nebst Erfüllungsübernahme Versorgungsverpflichtungen der Gesellschaft gegenüber aktiven Arbeitnehmern und deren Hinterbliebenen als Schuldnerin beigetreten (Schuldmitübernahme). MEON ist mit der Verschmelzung der Komplementärin MEON Verwaltungs GmbH, Essen auf die E.ON SE am 28. August 2023 im Rahmen der Gesamtrechtsnachfolge angewachsen. E.ON SE als Gesamtrechtsnachfolgerin der MEON stellt die Gesellschaft im Innenverhältnis von den in diesem Vertrag genannten Versorgungsverpflichtungen frei. Als Gegenleistung für die Freistellung wurden von der Gesellschaft entsprechend werthaltige Vermögenswerte auf MEON bzw. E.ON SE als Gesamtrechtsnachfolgerin übertragen. Die Bewertung der Freistellungsforderung erfolgt analog der Bewertung der zugrundeliegenden Versorgungsverpflichtung.

Die Freistellungsforderung wird offen mit den Pensionsrückstellungen verrechnet.

Zur Abzinsung der sonstigen Rückstellungen werden den Restlaufzeiten entsprechende durchschnittliche Marktzinssätze der vergangenen sieben Jahre zugrunde gelegt.

Verbindlichkeiten werden zu ihrem Erfüllungsbetrag angesetzt.

Verbindlichkeiten für noch nicht in Rechnung gestellte Lieferungen und Leistungen werden mittels anerkannter Schätzverfahren zum Bilanzstichtag abgegrenzt. Fremdwährungsverbindlichkeiten mit einer Restlaufzeit bis zu einem Jahr werden am Abschlussstichtag ohne Beachtung des Höchstwert- bzw. Realisationsprinzips zum Devisenkassamittelkurs umgerechnet.

Erläuterung zur Bilanz

Anlagevermögen

Die in der Bilanz zusammengefasst ausgewiesenen Posten des Anlagevermögens und ihre Entwicklung im Geschäftsjahr werden in einer gesonderten Aufstellung - Entwicklung des Anlagevermögens - dargestellt. Sie ist integraler Bestandteil des Anhangs.

Der Anteilsbesitz nach § 285 Nr. 11 und 11a HGB stellt sich zum Bilanzstichtag wie folgt dar:

¹ Ergebnisabführungsvertrag mit EEP

² Eigenkapital und Ergebnis per 31.12.2022

³ Gesellschaft in 2023 gegründet

Eine Beteiligung wurde im Geschäftsjahr 2023 als dauerhaft wertgemindert eingestuft und mit 36.899 T€ vollständig abgeschrieben.

Im Laufe des Geschäftsjahres wurden erstmalig Darlehen in Höhe von insgesamt 29.000 T€ an ein verbundenes Unternehmen gewährt.

Umlaufvermögen

Vorräte

Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

In den Forderungen gegen verbundene Unternehmen sind sonstige Forderungen in Höhe von 1.436 T€ (Vorjahr 506 T€) enthalten.

Die E.ON Energy Projects GmbH hat zum 30. Dezember 2023 als Mitgliedsunternehmen ihren Austritt aus der Versorgungskasse Energie VVaG i. L. (VKE) erklärt. Mit Ablauf des 30. Dezember 2023 entstand ertragswirksam ein Anspruch auf Auszahlung der anteiligen Verlustrücklage der VKE in Höhe von 100 T€. Dieser Betrag ist ebenfalls unter den Forderungen gegen verbundene Unternehmen ausgewiesen.

Die sonstigen Vermögensgegenstände beinhalten im Wesentlichen Forderungen gegen ausländische Steuerbehörden in Höhe von 1.166 T€ (Vorjahr 2.019 T€) und zur Weitergabe an Konzernunternehmen bestimmte Emissionsrechte in Höhe von 13.437 T€ (Vorjahr 0 T€).

Alle Forderungen und sonstigen Vermögensgegenstände haben, wie im Vorjahr, eine Restlaufzeit bis zu einem Jahr.

Rechnungsabgrenzungsposten

Der aktive Rechnungsabgrenzungsposten in Höhe von 150 T€ betrifft Zahlungen aus einem Wartungsvertrag und Dienstleistungen.

Aktiver Unterschiedsbetrag aus der Vermögensverrechnung

Aus der Verrechnung des beizulegenden Zeitwerts des Deckungsvermögens im Zusammenhang mit Pensionsverpflichtungen ergibt sich im Geschäftsjahr 2023 ein aktiver Unterschiedsbetrag, der sich wie folgt zusammensetzt:

Die Anschaffungskosten der Fondanteile betragen 2.920 T€.

Im Geschäftsjahr 2022 ergab sich aus der Verrechnung des Deckungsvermögens mit dem Erfüllungsbetrag ein Passivüberhang.

Eigenkapital

Das Stammkapital ist voll eingezahlt und wird vollständig von der E.ON Beteiligungen GmbH gehalten.

Bei der Kapitalrücklage handelt es sich um andere Zuzahlungen, die die Gesellschafterin in das Eigenkapital der E.ON Energy Projects gemäß § 272 Abs. 2 Nr. 4 HGB geleistet hat. Die Gewinnrücklagen betragen unverändert zum Vorjahr 38.337 T€ und enthalten ausschließlich andere Gewinnrücklagen.

Der Unterschiedsbetrag gemäß § 253 Abs. 6 HGB zwischen dem Ansatz der Pensionsrückstellungen und ähnlichen Verpflichtungen nach Maßgabe des entsprechenden durchschnittlichen Marktzinssatzes aus den vergangenen zehn Geschäftsjahren (1,82 % p.a.) und dem Ansatz der Rückstellungen nach Maßgabe des entsprechenden durchschnittlichen Marktzinssatzes aus den vergangenen sieben Geschäftsjahren (1,74 % p.a.) beträgt zum Bilanzstichtag 303 T€ (Vorjahr 1.419 T€). Eine Abführungssperre besteht für diesen Sachverhalt nicht.

Rückstellungen

Die Rückstellungen für Pensionen decken die Versorgungsverpflichtungen gegenüber ehemaligen und noch tätigen Mitarbeitern ab. Die Finanzierung erfolgt teils durch den Arbeitgeber und im Rahmen von Gehaltsumwandlungen teils durch die Arbeitnehmer.

Im Geschäftsjahr 2023 ergibt sich aus der Verrechnung des Deckungsvermögens mit dem Erfüllungsbetrag ein Aktivüberhang, der im Posten aktiver Unterschiedsbetrag aus der Vermögensverrechnung ausgewiesen wird.

Die sonstigen Rückstellungen gliedern sich wie folgt:

Die Veränderung der Rückstellung für vertragliche Verpflichtungen resultiert aus der Auflösung einer bestehenden Rückstellung für ein Schiedsverfahren einerseits und der Bildung einer Risikovorsorge für eine bestehende Put- und Call-Option über die Anteile eines Tochterunternehmens andererseits.

Die Rückstellungen für drohende Verluste wurden im Geschäftsjahr 2023 vollständig verbraucht bzw. aufgelöst (Vorjahr 4.859 T€), da der Grund für die Rückstellung mit Beginn des Geschäftsjahres 2024 entfällt.

Verbindlichkeiten

Im Verrechnungs- und Finanzverkehr gegenüber übrigen verbundenen Unternehmen sind Verbindlichkeiten aus dem konzerninternen Cash-Pooling mit der E.ON SE in Höhe von 60.281 T€ (Vorjahr 13.193 T€) sowie sonstige Verbindlichkeiten gegenüber der Organträgerin E.ON SE aus Umsatzsteuersachverhalten in Höhe von 2.204 T€ (Vorjahr Forderungen in Höhe von 486 T€) enthalten.

Unter den sonstigen Verbindlichkeiten wird wie im Vorjahr eine ungesicherte Verbindlichkeit in Höhe von 1.000 T€ mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr und gleichzeitig unter 5 Jahren ausgewiesen.

Alle anderen Verbindlichkeiten haben, wie im Vorjahr, eine Restlaufzeit von weniger als einem Jahr.

Haftungsverhältnisse

Zum Bilanzstichtag sind Bürgschaften gegenüber verbundenen Unternehmen in Höhe von 76 Mio€ und 15 MioGBP vorhanden. Darüber hinaus besteht eine betragsmäßig nicht bestimmte Verpflichtung aus einer Erfüllungsbürgschaft.

Es bestehen unverändert zwei Patronatserklärungen für die Kraftwerk Plattling GmbH in Höhe von insgesamt 21 Mio€.

Das Risiko einer Inanspruchnahme wird jeweils als gering eingeschätzt. Diese Einschätzung beruht vor allem auf Bonitätsbeurteilungen der Primärverpflichteten sowie auf Erkenntnissen vergangener Geschäftsjahre.

Sonstige finanzielle Verpflichtungen

Die Gesellschaft verpflichtete sich im Rahmen des Treuhandvertrags Past Service gegenüber dem E.ON Pension Trust e.V. fortlaufend genügend Treuhandvermögen zur Sicherung der Versorgungsverpflichtungen zu übertragen. Sofern keine ausreichende Sicherung vorliegt, hat der E.ON Pension Trust e.V. einen Anspruch auf Übertragung von Treuhandvermögen gegenüber der Gesellschaft.

Sonstige finanzielle Verpflichtungen bestehen aus Miet- und Dienstleistungsverträgen in Höhe von 9.377 T€, davon 3.678 T€ gegenüber verbundenen Unternehmen.

Erläuterung zur Gewinn- und Verlustrechnung

Umsatzerlöse

Ursachen für den Rückgang der Umsatzerlöse aus dem Strom- und Gasgeschäft sind im Wesentlichen Mengeneffekte auf Grund des dauerhaften Stillstands eines Kraftwerkes sowie die Entwicklung der erzielbaren Commodity-Preise. Die Umsatzerlöse aus Stromverkauf enthalten Erlöse aus dem Geschäft mit Emissionszertifikaten in Höhe von 6.506 T€.

Es wurden Umsätze in Deutschland in Höhe von 33.406 T€ erzielt.

Die Umsatzerlöse enthalten 1.182 T€ periodenfremde Erlöse.

Sonstige betriebliche Erträge

Bei dem Posten Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen handelt es sich im Wesentlichen um die Auflösung von Drohverlustrückstellungen in Höhe von 4.532 T€ sowie um die Auflösung einer Rückstellung für vertragliche Verpflichtungen in Höhe von 13.863 T€.

Die E.ON Energy Projects GmbH hat zum 30. Dezember 2023 als Mitgliedsunternehmen ihren Austritt aus der Versorgungskasse Energie VVaG i. L. (VKE) erklärt. Mit Ablauf des 30. Dezember 2023 entstand ertragswirksam ein Anspruch auf Auszahlung der anteiligen Verlustrücklage der VKE in Höhe von 100 T€, der in den sonstigen betrieblichen Erträgen vereinnahmt wurde.

Die sonstigen betrieblichen Erträge enthalten 17.935 T€ periodenfremde Erträge. Diese beinhalten im Wesentlichen Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen in Höhe von 17.917 T€.

Materialaufwand

Die Verringerung der Aufwendungen für Hilfs- und Betriebsstoffe gegenüber dem Vorjahr ist im Wesentlichen auf die rückläufige Entwicklung der Commodity-Preise an den Strom- und Gasmärkten, auf Mengeneffekte aufgrund eines Kraftwerksstillstands sowie auf die Verringerung des Aufwandes für Emissionszertifikate zurückzuführen. Der Posten Aufwendungen für Hilfs- und Betriebsstoffe enthält Aufwendungen für Erdgasbezug in Höhe von 15.183 T€, für Strombezug in Höhe von 2.032 T€, sonstige Bezugskosten in Höhe von 4.793 T€ sowie Aufwendungen für Emissionszertifikate in Höhe von 6.370 T€.

Der Materialaufwand enthält 1.056 T€ periodenfremde Aufwendungen.

Personalaufwand

Abschreibungen

Die Abschreibungen entfallen auf planmäßige Abschreibungen auf Sachanlagen.

Sonstige betriebliche Aufwendungen

Die übrigen Aufwendungen enthalten im Wesentlichen Aufwendung für die Bildung einer Risikovorsorge im Zusammenhang mit einer vertraglichen Vereinbarung in Höhe von 11.623 T€.

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen enthalten 65 T€ periodenfremde Aufwendungen.

Finanzergebnis

Die Erträge aus Beteiligungen beinhalten die Gewinnausschüttung der InfraServ-Bayernwerk Gendorf GmbH in Höhe von 66 T€, der Lillo Energy NV in Höhe von 100 T€ sowie der Industriekraftwerk Greifswald GmbH in Höhe von 1.737 T€.

Die Erträge aus Ergebnisabführungsvertrag resultieren aus der Übernahme des Gewinns der Kraftwerk Hattorf GmbH in Höhe von 5.193 T€, der Kraftwerk Plattling GmbH in Höhe von 10.176 T€, der KGW - Kraftwerk Grenzach Wyhlen GmbH in Höhe von 13.941 T€ sowie der Kraftwerk Marl GmbH in Höhe von 457 T€.

Die Abschreibungen auf Finanzanlagen resultieren ausschließlich aus der vollständigen Wertberichtigung einer Beteiligung.

Die Aufwendungen aus Verlustübernahme betreffen die Verluste der GSH Green Steam Hürth GmbH in Höhe von 9.429 T€, der Kraftwerk Neuss GmbH in Höhe von 1.159 T€ und der Sustainable Energy Aschaffenburg GmbH in Höhe von 3.313 T€.

In den sonstigen Zinsen und ähnlichen Erträgen ist der Nettoertrag in Höhe von 208 T€ aus der Verrechnung der Aufwendungen für die Aufzinsung der Pensionsrückstellungen (inkl. Zinsänderungseffekt) in Höhe von 127 T€ mit den Aufwendungen und Erträgen aus dem entsprechenden Deckungsvermögen in Höhe von 335 T€ enthalten.

Erträge aus Verlustübernahme

Im Rahmen des Ergebnisabführungsvertrages werden 28.394 T€ Verlust von der E.ON Beteiligungen GmbH ausgeglichen.

Sonstige Angaben

Angaben nach Energiewirtschaftsgesetz

Es bestanden folgende Geschäfte größeren Umfangs mit verbundenen bzw. assoziierten Unternehmen gemäß § 6b Abs. 2 EnWG:

Durchschnittliche Beschäftigungszahl

Die E.ON Energy Projects GmbH beschäftigte im Berichtszeitraum durchschnittlich 117 Mitarbeiter (Vorjahr 97), davon waren 29 weiblich (Vorjahr 22) und 88 männlich (Vorjahr 75).

Nachtragsbericht

Vorgänge von besonderer Bedeutung nach dem Schluss des Geschäftsjahres 2023 liegen nicht vor.

Organe der Gesellschaft

Geschäftsführung

Die Geschäftsführung der E.ON Energy Projects GmbH setzt sich wie folgt zusammen:

Manfred Wirsing

Geschäftsführer der E.ON Energy Projects GmbH

Rainer Bayerke

Geschäftsführer der E.ON Energy Projects GmbH

Bezüge der Geschäftsführung

Hinsichtlich der Angabe der Gesamtbezüge der Geschäftsführung wird von der Schutzklausel des § 286 Abs. 4 HGB Gebrauch gemacht.

Honorar des Abschlussprüfers

Die Angaben zum Gesamthonorar des Abschlussprüfers sind in der Gesamtangabe im Konzernabschluss der E.ON SE enthalten.

Bestätigungsvermerk des unabhängigen Abschlussprüfers

An die E.ON Energy Projects GmbH, München

Vermerk über die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts

Prüfungsurteile

Wir haben den Jahresabschluss der E.ON Energy Projects GmbH, München‌, - bestehend aus der Bilanz zum 31. Dezember 2023 und der Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2023 sowie dem Anhang, einschließlich der Darstellung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden - geprüft. Darüber hinaus haben wir den Lagebericht der E.ON Energy Projects GmbH für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2023‌ 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.

Verantwortung der gesetzlichen Vertreter‌‌ 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.

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 im internen Kontrollsystem, 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

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 2023 eingehalten hat.

Nach unserer Beurteilung wurden die Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG‌ zur Führung getrennter Konten in allen wesentlichen Belangen eingehalten.

Wir haben unsere Prüfung der Einhaltung der Pflichten zur Führung getrennter Konten 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 nachfolgend 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 den IDW Qualitätsmanagementstandard: Anforderungen an das Qualitätsmanagement in der Wirtschaftsprüferpraxis (IDW QS 1 (09.2022)) an. Wir sind der Auffassung, dass die von uns erlangten Prüfungsnachweise ausreichend und geeignet sind, um als Grundlage für unser Prüfungsurteil zur Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG‌ zu dienen.

Die gesetzlichen Vertreter sind verantwortlich für die Einhaltung der Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG‌ zur Führung getrennter Konten.

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

Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob die gesetzlichen Vertreter ihre Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG‌ zur Führung getrennter Konten in allen wesentlichen Belangen eingehalten haben.

Ferner umfasst unsere Zielsetzung, einen Vermerk in den Bestätigungsvermerk aufzunehmen, der unser Prüfungsurteil 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.

Feststellung des Jahresabschlusses

Der Jahresabschluss wurde am 25. April 2024 festgestellt.