TenneT TSO GmbH

TenneT TSO GmbH

Bayreuth

Jahres- und Tätigkeitsabschluss nach EnWG zum Geschäftsjahr vom 01.01.2023 bis zum 31.12.2023

Lagebericht für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2023

1. Geschäftsmodell und Organisation

Die TenneT TSO GmbH (TTG) mit Sitz in Bayreuth ist in ihrem Netzgebiet als Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) für den Betrieb, die Instandhaltung und den bedarfsgerechten Ausbau des Stromübertragungsnetzes der Spannungsebenen 380 Kilovolt (kV) und 220 kV (Drehstrom) sowie 320 kV und 525 kV (Gleichstrom) verantwortlich. Das Netz reicht von der Nordsee bis zu den Alpen und deckt mit ca. 140.000 Quadratkilometern rund 40 % der Fläche Deutschlands ab. Das Übertragungsnetz der TTG ist Bestandteil des europäischen Verbundnetzes. Neben der Unternehmensleitung in Bayreuth bestehen, bezogen auf die Mitarbeiterzahl, wesentliche Standorte in Lehrte und Hannover.

Die TTG ist eine Tochtergesellschaft der TenneT GmbH & Co. KG (TKG) und wird in den Konzernabschluss der niederländischen TenneT Holding B.V. (TH) eingebunden. Die TKG und die TTG bilden gemeinsam mit der TenneT Offshore GmbH (TOG) und deren Tochtergesellschaften die TenneT-Deutschland-Gruppe. Die TOG und deren Tochtergesellschaften setzen im Auftrag der TTG als anbindungsverpflichtetem ÜNB die gesetzlichen Anforderungen zur Netzanbindung von Offshore-Windparks (OWP) gemäß § 17d Abs. 1 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) um. Daneben hält die TTG Minderheitsbeteiligungen an der Gesellschaft Joint Allocation Office S.A., Luxemburg, zur Auktionierung von grenzüberschreitenden Transportkapazitäten und an der TSCNET Services GmbH (TSC), München, die für europäische ÜNB Dienstleistungen zur Gewährleistung und Weiterentwicklung der Netzsicherheit erbringt. Darüber hinaus ist die TTG an der Flexcess GmbH, Bayreuth, beteiligt, deren Zweck das Beteiligungsmanagement sowie die Erbringung von Dienstleistungen gegenüber ÜNB im Zusammenhang mit Kleinstflexibilität ist.

Die Geschäftstätigkeit der TTG als reguliertes Unternehmen ist im Wesentlichen bestimmt durch gesetzliche und regulatorische Rahmenbedingungen und unterliegt infolgedessen im Ergebnis nur in geringem Umfang konjunkturellen Schwankungen. Die Kalkulation und Abrechnung der Netzentgelte und die zugrunde liegende Ermittlung der Erlösobergrenze der TTG erfolgen auf Basis des EnWG, der Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV), der Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV) sowie der Anreizregulierungsverordnung (ARegV). Die TTG stellt ihr Netz allen Marktteilnehmern diskriminierungsfrei zur Verfügung. Die zuständige Regulierungsbehörde ist die Bundesnetzagentur (BNetzA) mit Sitz in Bonn.

2. Wirtschaftsbericht

a) Geschäftsverlauf und wesentliche Ereignisse

Netzsituation

Am 15. April 2023 erfolgte mit der Abschaltung der letzten drei noch in Betrieb befindlichen Kernkraftwerke, darunter Isar 2 in der Regelzone der TTG, der Ausstieg aus der Kernenergie in Deutschland. Ebenfalls wurde im Geschäftsjahr im Rahmen der Energiewende der Zubau von Erneuerbare-Energien-Anlagen fortgesetzt. Daraus resultierte ein hoher innerdeutscher Stromübertragungsbedarf. In Kombination mit handelsbedingten Transiten musste die Netzführung der TTG wie in den vergangenen Jahren auch im Jahr 2023 erhebliche Anstrengungen zur Aufrechterhaltung der Netz- und Systemsicherheit unternehmen. Dazu wurden erneut in hohem Umfang insbesondere Redispatchmaßnahmen durchgeführt.

Für die Versorgungssituation im Winter 2023/2024 infolge des Kriegs in der Ukraine traten bisher keine Einschränkungen in der Gasversorgung aufgrund des Stopps russischer Erdgaslieferungen auf. Durch das in diesem Zusammenhang im Jahr 2022 verabschiedete und weiterhin gültige Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz (EKBG) wird dabei u. a. die Stilllegung von Steinkohlekraftwerken gemäß Kohleverstromungsbeendigungsgesetz (KVBG) verzögert sowie die Rückkehr dieser und anderer Anlagen an den bzw. der Verbleib im Markt ermöglicht. In der Regelzone der TTG stellen somit die Kraftwerke Heyden 4, Mehrum 3, Staudinger 5 und Farge für den Winter 2023/2024 insgesamt 2,4 GW Leistung bereit.

Zur weiteren Entlastung der Netzsituation und Netzstabilisierung konnte die Gasturbinenanlage Irsching 6 in Bayern als besonderes netztechnisches Betriebsmittel am 14. September 2023 in Betrieb genommen werden.

Wie in den Vorjahren auch, kontrahierten die ÜNB im Geschäftsjahr 2023 auf Grundlage der Systemanalysen 2023 zur Deckung des für den Winter 2023/2024 ermittelten Netzreservebedarfs Redispatchleistung von in Summe 1,5 GW in Italien und der Schweiz. Von der TTG wurden zusätzlich 1,5 GW in Österreich vertraglich gesichert.

Versorgungssicherheit

Die Versorgungssicherheit wird u. a. durch die branchenübliche Steuerungskennzahl „Average System Interruption Duration Index“ (ASIDI) gemessen und lag 2023 bei 0,0008 Minuten durchschnittlicher Versorgungsunterbrechung und damit auf gewohnt sehr hohem Niveau. Im Geschäftsjahr 2023 kam es ungeachtet der herausfordernden Netzsituation zu keinem großen Versorgungsausfall mit Ursache im Netz der TTG.

In der TTG-Regelzone belief sich der Anteil erneuerbarer Energiequellen am Bruttostromverbrauch in 2023 nach eigenen Berechnungen auf ca. 83 % (VJ: 62 %). Deutschlandweit lag der Anteil nach einer Veröffentlichung des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) bei ca. 52 % (VJ: 47 %). Als Grund für den deutschlandweiten Anstieg im Vergleich zu 2022 werden u. a. Rekordwerte in der Stromerzeugung aus Windenergie an Land sowie auch aus Photovoltaik genannt. Darüber hinaus hat sich auch der niedrigere Stromverbrauch in 2023 positiv auf die Quote ausgewirkt. Die Bundesregierung hat sich das Ziel gesetzt, den Anteil der erneuerbaren Energiequellen am Bruttostromverbrauch bis 2030 auf 80 % zu erhöhen. Dies erfordert sowohl erhöhte Anstrengungen zur optimalen Ausnutzung des Bestandsnetzes als auch einen beschleunigten Ausbau des Höchstspannungsnetzes.

Einen wesentlichen Beitrag zur Zielerreichung leistete die Offshore-Windenergie der Nordsee. Die „Windernte“ betrug rund 19,2 Terawattstunden (TWh) im Jahr 2023 und lag damit u. a. aufgrund von erhöhten Abregelungen infolge von Redispatchmaßnahmen rund 1,89 TWh unter dem Vorjahreswert (21,1 TWh). Die betriebsbereiten Offshore-Anbindungskapazitäten der TenneT-Deutschland-Gruppe erhöhten sich zum 31. Dezember 2023 auf 8,0 GW (VJ: 7,1 GW). Der Kapazitätsausbau der Offshore-Windparks in der deutschen Nordsee lag zum Jahresende bei 7,1 GW (VJ: 7,0 GW).

Netzentwicklungsplan

Am 8. Juli 2022 genehmigte die BNetzA den Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan Strom (NEP) 2037/2045 (2023). Auf dieser Basis berechneten die ÜNB den erforderlichen Netzausbau gemäß den energie- und klimapolitischen Zielen der Bunderegierung für die Zieljahre 2037 sowie 2045 mit einem klimaneutralen Energiesystem. Die Veröffentlichung des ersten Entwurfs des NEP 2023 durch die ÜNB erfolgte am 24. März 2023, gefolgt von einer vierwöchigen öffentlichen Konsultation. Der zweite, überarbeitete Entwurf wurde am 12. Juni 2023 veröffentlicht sowie an die BNetzA übergeben. Die Konsequenz der im Jahr 2022 von der Bundesregierung vorgelegten sowie vom deutschen Bundestag noch verschärften Zielsetzungen zum Ausbau erneuerbarer Energien sowie zur Erreichung einer vollständigen Treibhausgasneutralität bis spätestens 2045 zeigt sich in den Ergebnissen des NEP 2023. Der für 2045 errechnete Netzausbau an Land (Onshore) ist bereits im Zieljahr 2037 vollständig erforderlich.

Im Verantwortungsbereich der TTG ergeben sich aus dem NEP 2023 über die Projekte des NEP 2021 hinaus drei zusätzliche, regelzonenübergreifende Gleichstrom (DC)-Vorhaben mit jeweils 2 GW Übertragungskapazität. Die neuen DC-Verbindungen NordOstLink, OstWestLink, SuedWestLink und NordWestLink werden von der 50Hertz Transmission GmbH (50Hertz), der TTG und der TransnetBW GmbH in der Kommunikation gemeinsam unter der Dachmarke der StromNetz^DC vorangetrieben. Die öffentliche Kommunikation dazu wurde mit Veröffentlichung der vorläufigen Präferenzräume durch die BNetzA am 16. November 2023 gestartet. Bei den DC-Verbindungen strebt die TTG eine Verknüpfung der bisher als Punkt-zu-Punkt-Verbindung geplanten DC-Leitungen mit Hilfe der sog. „Multiterminal-Technologie“ an. Ein verknüpftes DC-Netz hat viele Vorteile hinsichtlich Effizienz und Systemintegrität sowie Gesamtsystemverhalten und wird voraussichtlich die DC-Netzentwicklung der kommenden Jahre onshore- wie auch offshoreseitig prägen.

Ein erster „DC-Multiterminal-Hub“ soll bis 2030 in der Region Heide in Schleswig-Holstein als Gemeinschaftsprojekt mit 50Hertz entstehen. Ein zweites Projekt ist für 2031 mit der Amprion GmbH im Suchraum Ovelgönne/Rastede/Westerstede/Wiefelstede in Niedersachsen geplant. Der Entwurf des NEP 2023 sieht im Suchraum Pöschendorf (mit 50Hertz) sowie im Suchraum Nüttermoor zwei weitere DC-Multiterminal-Hubs vor.

Über die Gleichstrom (DC)-Vorhaben hinaus ergeben sich aus dem NEP 2023 bis 2037 für das Netzgebiet der TTG insgesamt 27 zusätzliche Drehstrom (AC)-Projekte sowie 64 neue Umspannwerke (UW). Die hohe Anzahl an neuen UW resultiert neben den Ergebnissen aus dem NEP 2023 wesentlich aus Meldungen der Verteilnetzbetreiber (VNB), die ihrerseits im Rahmen von Regionalszenarien die Auswirkungen der energie- und klimapolitischen Zielsetzungen der Bundesregierung analysiert haben. Die Analysen der VNB sind noch nicht abgeschlossen, sodass ein weiterer Ausbaubedarf an UW sowie gegebenenfalls weitere Leitungsmaßnahmen erwartbar sind.

Die BNetzA hat am 8. September 2023 ihre vorläufigen Prüfergebnisse zum NEP Strom 2023 veröffentlicht und die öffentliche Konsultation gestartet, die bis zum 20. November 2023 lief. 134 Drehstrom (AC)-Maßnahmen gelten als vorläufig bestätigungsfähig, bei 74 Maßnahmen laufen die Prüfungen noch. Die von den ÜNB eingereichten Gleichstrom (DC)-Maßnahmen sind allesamt vorläufig bestätigungsfähig.

Die finale Bestätigung des NEP Strom 2023 durch die BNetzA wird für das erste Quartal 2024 erwartet. Die Aufnahme der von der BNetzA bestätigten Maßnahmen des NEP 2023 in den Bundesbedarfsplan durch den Gesetzgeber wird ebenfalls für 2024 erwartet.

Onshore- und Offshore-Projekte

Im Geschäftsjahr 2023 konnte das Projekt Westküstenleitung in Schleswig-Holstein in Betrieb genommen werden. Das Projekt umfasst die 380-kV-Leitung Brunsbüttel - Bundesgrenze (Dänemark) mit einer Gesamtlänge von rund 140 km sowie fünf UW. Die kumulierten Investitionen betrugen für das Gesamtprojekt 836 Mio. €. Zudem erfolgte Ende August 2023 die Gesamtinbetriebnahme der rund 61 km langen 380-kV-Freileitung zwischen den UW Ganderkesee nach St. Hülfe bei Diepholz. Etwa 13 km davon entfallen auf drei Erdkabelabschnitte. Die kumulierten Investitionen betrugen für das Gesamtprojekt 297 Mio. €.

Im Geschäftsjahr 2023 trieb die TTG die Umsetzung einer Vielzahl von Investitionsvorhaben weiter voran.

Nachfolgend werden die drei größten 380-kV-Wechselstrom-Freileitungsprojekte bezogen auf das Investitionsvolumen im Geschäftsjahr dargestellt:

Darüber hinaus tätigte die TTG wesentliche Investitionen in die folgenden Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsprojekte:

Regulierung und Gesetzgebung

Ab dem 1. Januar 2019 wurde mit der im Netzentgeltmodernisierungsgesetz (NEMoG) vorgesehenen schrittweisen bundesweiten Vereinheitlichung der Übertragungsnetzentgelte begonnen. Im Geschäftsjahr 2023 waren diese erstmalig vollständig vereinheitlicht.

Die Netzentgelte der TTG betrugen im Geschäftsjahr 2023 insgesamt 3,12 ct/kWh. Im Vergleich zum Vorjahr 2022 sanken die Netzentgelte der TTG damit im Schnitt um 5,17 %. Am 13. Dezember 2023 veröffentlichten die vier deutschen ÜNB mit Regelzonenverantwortung die finalen Netzentgelte, die ab dem 1. Januar 2024 für das Geschäftsjahr 2024 gelten. Diese steigen im Vergleich zu 2023 im Schnitt um 106 % auf 6,43 ct/kWh. Zwar sank die Erlösobergrenze (EOG) der TTG im Vergleich zu 2023 von 7,8 Mrd. € auf 4,4 Mrd. € deutlich, was insbesondere auf die geringeren erwarteten Kosten für das Engpassmanagement zurückzuführen ist, jedoch werden die bundeseinheitlichen Netzentgelte 2024 im Vergleich zu 2023 nicht durch einen staatlichen Zuschuss abgesenkt. Dieser betrug über alle ÜNB 12,8 Mrd. € in 2023 (TTG-Anteil: 44 %, 5,6 Mrd. €). Von den vorgesehenen zwölf Tranchen wurden von der TTG entgegen vorherigen Erwartungen i. W. aufgrund rückläufiger Energiepreise nur drei Tranchen in Anspruch genommen. Die vorläufigen Netzentgelte 2024 (Stand Oktober 2023) berücksichtigten hingegen noch einen staatlichen Zuschuss i. H. v. 5,5 Mrd. € (TTG-Anteil: 40 %, 2,2 Mrd. €), der letztendlich die Endkunden entlasten sollte. Aufgrund des Urteils des Bundesverfassungsgerichts vom 15. November 2023 bezüglich des zweiten Nachtragshaushalts 2021 wurde allerdings indirekt auch die Finanzierung des Netzentgeltzuschusses 2024 durch den Wirtschaftsstabilisierungsfonds Energie (WSF) als verfassungswidrig eingestuft und stand somit nicht mehr als Refinanzierungsquelle zur Verfügung. Folglich haben die ÜNB die Netzentgelte für das Jahr 2024 angepasst, was zu der oben beschriebenen Steigerung um 106 % im Vergleich zu 2023 führt.

Mit Einführung des Strompreisbremsegesetzes Ende 2022 wurden umfangreiche Meldepflichten der Anlagenbetreiber gegenüber dem ÜNB notwendig, um die geforderte Übererlösabschöpfung umsetzen zu können. Dafür wurde durch die TTG in kürzester Zeit ein entsprechendes Meldeportal konzipiert und bereitgestellt. Auf Basis der Meldungen der Anlagenbetreiber und der weitergeleiteten Zahlungseingänge der Netzbetreiber wurden die Beträge in mehreren Abrechnungsläufen in Rechnung gestellt und vereinnahmt. Der Prozess der Übererlösabschöpfung ist noch nicht vollständig abgeschlossen, da viele Meldungen noch ausstehen bzw. noch nicht final sind. Insgesamt wurden bisher 150 Mio. € in der Regelzone der TTG vereinnahmt.

Die TTG hat mit der Beschlusskammer 8 der BNetzA das Ausgangsniveau der jährlichen Erlösobergrenze der TTG für die vierte Regulierungsperiode auf Basis der regulatorischen Kosten des Jahres 2021 weitestgehend final abgestimmt. Demzufolge erwartet die TTG im ersten Quartal 2024 den Kostenprüfungsbescheid für die vierte Regulierungsperiode. Für die Ermittlung des Effizienzwertes (sog. Effizienzvergleich) der vierten Regulierungsperiode wurde wie in der dritten Regulierungsperiode eine relative Referenznetzanalyse (RNA) durchgeführt. Die Methode, die jede einzelne Leitung auf ihre potenzielle Ineffizienz prüft, ergab einen Effizienzwert von 100 % für die TTG.

Die Festlegung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors (Xgen) Strom für die dritte Regulierungsperiode von 0,9 % p. a. wurde vom Oberlandesgericht (OLG) Düsseldorf mit Urteil vom 16. März 2022 aufgehoben. Die BNetzA hatte daraufhin Rechtsbeschwerde gegen das OLG-Urteil beim Bundesgerichtshof (BGH) eingelegt und dort am 27. Juni 2023 abschließend Recht erhalten. Somit ist die zur Ermittlung angewandte Methodik der BNetzA grundsätzlich nicht zu beanstanden und die Festlegung für die dritte Regulierungsperiode rechtskräftig.

Die BNetzA führte 2022 und 2023 die Datenabfrage zur Ermittlung des generellen sektoralen Produktivitätsfaktors für die vierte Regulierungsperiode (2024-2028) im Strombereich durch. Bis zum Aufstellungszeitpunkt wurden von der BNetzA keine Ergebnisse veröffentlicht und auch keine Konsultation gestartet, sodass noch keine konkreten Erkenntnisse zu dessen Höhe in der vierten Regulierungsperiode vorlagen. Entsprechend der Konsultation des Produktivitätsfaktors Gas ist jedoch auch für Strom von einem Anstieg des Produktivitätsfaktors in der vierten Regulierungsperiode auszugehen, was gegenüber dem Xgen der dritten Regulierungsperiode einen negativen Einfluss auf das Betriebsergebnis der Gesellschaft haben könnte.

Infolge der aktuellen Zinsentwicklungen an den Kapitalmärkten hat die BNetzA in ihrer Festlegung vom 24. Januar 2024 Anpassungen der regulatorischen Eigenkapitalzinssätze gegenüber der bisherigen Festlegung vom 12. Oktober 2021 für einen Teil der Neuinvestitionen ab 2024 in der vierten Regulierungsperiode berücksichtigt. Für Investitionen vor 2024 und Investitionsmaßnahmen sieht die Festlegung keine Anpassungen vor. Die Netzbetreiber hatten im Rahmen der Konsultation des Festlegungsentwurfs vom 22. November 2023 mit der BNetzA in ihren Stellungnahmen eine Anhebung des Eigenkapitalzinssatzes für alle Investitionen auf das durchschnittliche Niveau vergleichbarer Festlegungen im Ausland von rund 7,5 % gefordert. Zusätzlich hatte die TTG einen Antrag nach § 29 Abs. 2 EnWG zur Anhebung des Eigenkapitalzinssatzes von 5,07 % bei der BNetzA gestellt, da die Voraussetzungen bei der ursprünglichen Festlegung am 21. Oktober 2021 durch den zwischenzeitlichen Anstieg der Zinsen an den Kapitalmärkten nicht mehr gegeben seien. Das Antragsgesuch wurde seitens der BNetzA mit Schreiben vom 23. Februar 2024 abgelehnt, die Gesellschaft erwägt in der Folge eine mögliche Rechtsbeschwerde.

Mit Beginn der vierten Regulierungsperiode ab dem Jahr 2024 laufen bestehende Freiwillige Selbstverpflichtungen (FSV) z.B. der Systemdienstleistungen Redispatch, Regelleistung und Netzverluste aus. Diese müssen mit der BNetzA neu abgeschlossen werden, um weiterhin eine Kostenanerkennung als dauerhaft nicht beeinflussbar gem. § 11 Abs. 2 ARegV sicherzustellen. Im Laufe des Jahres 2023 konnte die TTG zusammen mit den anderen deutschen ÜNB eine dieser FSVen abschließen und zwei weitere neue FSVen auf den Weg bringen. Bezüglich zwei weiterer FSVen fanden fortgeschrittene Gespräche statt. Die Anerkennung von Kosten für Regelleistung erfolgt künftig nicht mehr über eine FSV, sondern erstmalig auf Basis einer eigenständige Festlegung, ohne dass sich hieraus Veränderungen in der Methodik ergeben werden.

b) Ertrags-, Vermögens- und Finanzlage sowie Steuerungskennzahlen

Der Lagebericht ist in Mio. € dargestellt. Aus rechentechnischen Gründen können daher in den dargestellten Tabellen Rundungsdifferenzen auftreten.

Die Tätigkeit der TTG ist nahezu ausschließlich dem Tätigkeitsbereich „Elektrizitätsübertragung" zuzuordnen. Aus diesem Grund entspricht der nach § 6b Abs. 3 EnWG zu erstellende Tätigkeitsabschluss weitestgehend dem Jahresabschluss der Gesellschaft; eine gesonderte Darstellung anderer Tätigkeiten im Sinne des § 6b Abs. 3 EnWG entfällt daher.

Gesamtaussage zur Ertrags-, Vermögens- und Finanzlage

Im letztjährigen Prognosebericht für das Geschäftsjahr 2023 wurde für die TTG ein handelsrechtliches Betriebsergebnis deutlich unter dem Niveau von 2022 erwartet. Die Vorjahresprognose wurde zwar u.a. aufgrund von höheren Erlösen aus Investitionen, geringerer Aufwendungen für Fremdleistungen sowie Erträgen aus der Auflösung von Rückstellungen deutlich übertroffen. Dennoch liegt das Betriebsergebnis deutlich unter dem Niveau von 2022. Die Geschäftsführung der TTG beurteilt den Geschäftsverlauf und die wirtschaftliche Lage positiv. Die Finanzlage kann als solide bezeichnet werden.

Ertragslage

Im Geschäftsjahr 2023 wurden Umsatzerlöse und Erträge i. H. v. 20.942,6 Mio. € (VJ: 16.864,0 Mio. €) erzielt.

Die Umsatzerlöse betrugen 20.542,0 Mio. € (VJ: 16.548,5 Mio. €) und stiegen um ca. 24,1 % gegenüber dem Vorjahr.

Mit 35,4 % Anteil am Umsatz aus Netznutzung war der VNB Bayernwerk AG im Geschäftsjahr 2023 der größte Kunde der TTG, gefolgt von der Avacon Netz GmbH mit 27,7 %. Der restliche Umsatz entfiel auf die weiteren VNB sowie auf Industriekunden und Kraftwerke.

Die in den Umsatzerlösen enthaltenen Erträge aus der Abwicklung von Umlagen stiegen deutlich von 9.883,5 Mio. € auf 14.709,9 Mio. €. Ursächlich für den Anstieg waren insbesondere die mit der Abwicklung des Strompreisbremsegesetzes erstmalig in dem Geschäftsjahr 2023 vereinnahmten Erlöse i. H. v. 4.245,7 Mio. €, die zum Teil Abschöpfungsbeträge bestimmter Betreiber von Stromerzeugungsanlagen sowie im Wesentlichen Zahlungen des Bundes umfassen. Zudem erhöhten sich die EEG-Erlöse um 562,1 Mio. € auf 8.601,6 Mio. € (VJ: 8.039,5 Mio. €). Den Umsatzerlösen aus der Abwicklung der Umlagen stehen Aufwendungen in gleicher Höhe gegenüber.

Die weiteren Umsatzerlöse i. H. v. 5.832,1 Mio. € (VJ: 6.665,0 Mio. €) umfassten netzwirtschaftliche Erlöse. Erhöhend wirkte sich der erstmalige Zuschuss zu den Netzentgelten in 2023 mit 1.415,0 Mio. € aus. Gegenläufig waren im Vorjahr die Umsatzerlöse durch die erstmalige Aktivierung einer Regulierungskontoforderung beeinflusst (1.148,5 Mio. €). Aufgrund gesunkener Energiepreise reduzierten sich allerdings die Erlöse im Zusammenhang mit Regelenergie- und Bilanzkreisabrechnungen (-486,3 Mio. €) sowie die Erlöse aus Netzverlusten (-83,2 Mio. €) deutlich.

Die übrigen Erträge beliefen sich auf 400,6 Mio. € (VJ: 315,5 Mio. €) und umfassten im Wesentlichen aktivierte Eigenleistungen (295,6 Mio. €; VJ: 229,6 Mio. €) sowie sonstige betriebliche Erträge (97,7 Mio. €; VJ: 84,3 Mio. €). Der Anstieg der aktivierten Eigenleistungen ist hauptsächlich auf gestiegene Investitionen und den damit verbundenen höheren Personaleinsatz zurückzuführen.

Die operativen Aufwendungen betrugen 20.336,2 Mio. € (VJ: 16.085,7 Mio. €). Darin enthalten waren Materialaufwendungen i. H. v. 19.363,5 Mio. € (VJ: 15.269,7 Mio. €), welche im Zusammenhang mit der Abwicklung verschiedener Umlagen i. H. v. 14.815,6 Mio. € (VJ: 9.884,9 Mio. €), überwiegend EEG, anfielen. Die netzwirtschaftlichen Aufwendungen betrugen 4.332,8 Mio. € (VJ: 5.213,2 Mio. €) und sanken im Wesentlichen aufgrund gefallener Marktpreise für die Beschaffung von Systemdienstleistungen. Der Personalaufwand erhöhte sich überwiegend aufgrund der gestiegenen Mitarbeiterzahl auf 428,2 Mio. € (VJ: 338,0 Mio. €). Das infolge des fortschreitenden Netzausbaus gestiegene Anlagevermögen führte zu einem Anstieg der Abschreibungen auf 223,4 Mio. € (VJ: 182,4 Mio. €). Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen stiegen im Vergleich zum Vorjahr von 295,6 Mio. € auf 321,1 Mio. €, insbesondere aufgrund höherer Aufwendungen für IT und Kommunikation, Instandhaltung sowie Prüfung und Beratung.

Das Betriebsergebnis betrug im abgelaufenen Geschäftsjahr 606,4 Mio. € (VJ: 778,3 Mio. €). Der Rückgang im Vergleich zum Vorjahr ist im Wesentlichen auf einen positiven Einmaleffekt (+383,8 Mio. €) in 2022 durch Vorjahre betreffende Nachholeffekte aus dem erstmaligen Ansatz der Regulierungskontoforderungen nach § 21b EnWG zurückzuführen. Gemäß letztjähriger Prognose wurde für das Geschäftsjahr 2023, ohne Berücksichtigung dieses Nachholeffekts für die Vorjahre, in 2022 ein Betriebsergebnis auf dem Niveau des Vorjahres erwartet. Insbesondere durch Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen, höherer Erlöse aus Investitionsmaßnahmen sowie geringerer Aufwendungen für Fremdleistungen konnte ein deutlich besseres Betriebsergebnis erzielt werden als ursprünglich prognostiziert.

Das Finanzergebnis i. H. v. 82,2 Mio. € (VJ: -32,1 Mio. €) verbesserte sich aufgrund höherer Zinserträge im Wesentlichen im EEG-Bereich.

Die Gesamtkapitalrentabilität reduzierte sich im abgelaufenen Geschäftsjahr auf 4 % (VJ: 5 %), da bei gestiegener Bilanzsumme ein leicht gesunkenes Jahresergebnis erzielt wurde.

Der Jahresüberschuss vor Gewinnabführung betrug im abgelaufenen Geschäftsjahr 689,9 Mio. € (VJ: 744,9 Mio. €). Der Gewinn wurde auf der Grundlage eines Gewinnabführungsvertrags vollständig an die TKG abgeführt.

Vermögenslage

^* inkl. RAP und aktivem Unterschiedsbetrag aus der Vermögensverrechnung

^** inkl. RAP

Von der Bilanzsumme entfielen insgesamt 2,3 Mrd. € (VJ: 5,1 Mrd. €) auf Umlagesachverhalte.

Im Geschäftsjahr 2023 betrugen die Investitionen in immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen 2.632,3 Mio. € (VJ: 2.092,7 Mio. €) und entsprachen damit den Erwartungen aus dem Vorjahr (Prognose im Vorjahr für 2023: 2,6 Mrd. €). Die Investitionen entfielen im Wesentlichen auf geleistete Anzahlungen und Anlagen im Bau i. H. v. 2.164,7 Mio. € (VJ: 1.597,6 Mio. €).

Zum 31. Dezember 2023 betrug die Anlagenquote 68 % (VJ: 52 %). Der Anlagendeckungsgrad I sank aufgrund des im Vergleich zum Vorjahr unverändert gebliebenen Eigenkapitals bei gestiegenem Anlagevermögen auf 71 % (VJ: 91 %).

Das Umlaufvermögen belief sich zum Stichtag auf 5.057,7 Mio. € (VJ: 7.791,2 Mio. €). Die Forderungen aus Lieferungen und Leistungen i. H. v. 2.937,1 Mio. € (VJ: 1.381,2 Mio. €) stiegen gegenüber dem Vorjahr im Wesentlichen aufgrund stark gestiegener Forderungen im Zusammenhang mit der Abwicklung des EEG sowie gestiegener Forderungen im Zusammenhang mit netzstabilisierenden Maßnahmen (insbesondere für Redispatch) an. Der leichte Anstieg der Forderungen gegen verbundene Unternehmen von 40,4 Mio. € auf 56,9 Mio. € ist im Wesentlichen auf die Zunahme von Steuerforderungen gegen die Muttergesellschaft zurückzuführen. Die sonstigen Vermögensgegenstände beliefen sich zum 31. Dezember 2023 auf 1.560,7 Mio. € und reduzierten sich damit im Vergleich zum Vorjahr deutlich um 3.279,9 Mio. €. Der erhebliche Rückgang dieser Bilanzposition ist im Wesentlichen auf die vollständige Verwendung von Festgeldern i. H. v. 3.300 Mio. € zur ausschließlichen Abwicklung der EEG-Umlage zurückzuführen.

Das Eigenkapital belief sich zum 31. Dezember 2023 auf 7.677,9 Mio. € und ist damit unverändert zum Vorjahr. Die Eigenkapitalquote nach Eliminierung der Umlagepositionen reduzierte sich im Vergleich zum Vorjahr von 69 % auf 56 % im Wesentlichen aufgrund der gestiegenen Verbindlichkeit aus Cash-Pooling.

Die Rückstellungen enthielten im Wesentlichen sonstige Rückstellungen (4.434,2 Mio. €; VJ: 6.876,0 Mio. €). Darin waren vor allem Rückstellungen für noch nicht abgerechnete Lieferungen und Leistungen inkl. EEG, KWKG, Bilanzkreisabrechnung und ONU i. H. v. 3.948,1 Mio. € (VJ: 6.318,4 Mio. €) sowie Rückstellungen für Rückzahlungsverpflichtungen im Zusammenhang mit der Regulierung, Verpflichtungen im Leitungsbereich und Entfernungsverpflichtungen i. H. v. 417,5 Mio. € (VJ: 496,4 Mio. €) enthalten.

Die langfristigen Verbindlichkeiten resultierten vollständig aus passiven Rechnungsabgrenzungsposten i. H. v. 27,3 Mio. € (VJ: 23,0 Mio. €). Diese bestanden überwiegend aus vereinnahmten Netzentgelten für den Bau von mitzuführenden 110-kV-Anlagen.

Die mittel- und kurzfristigen Verbindlichkeiten erhöhten sich im Wesentlichen durch den starken Anstieg der Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen (3.057,1 Mio. €; VJ: 976,1 Mio. €), welcher vor allem aus dem deutlichen Anstieg der Cash-Pooling-Verbindlichkeit (2.799,0 Mio. €; VJ: 628,8 Mio. €) zur Finanzierung der hohen Investitionen resultierte.

Finanzlage

Der in der Kapitalflussrechnung ausgewiesene Cashflow aus der laufenden Geschäftstätigkeit ist als Indikator der Finanzkraft anzusehen. Die nachfolgende Kapitalflussrechnung beinhaltet ausschließlich die der Gesellschaft zur freien Verfügung stehenden Finanzmittel und berücksichtigt daher nicht die Bankkonten zur Abwicklung von EEG und KWKG sowie das Abschöpfungskonto (ASK), welche in den Guthaben bei Kreditinstituten enthalten sind:

Der positive Cashflow aus der laufenden Geschäftstätigkeit wurde im Wesentlichen durch das positive Betriebsergebnis (vor Abschreibungen) beeinflusst. Die starke Veränderung zum Vorjahr resultierte daraus, dass in 2022 hohe Aufwendungen für netzstabilisierende Maßnahmen anfielen, welche erst in zukünftigen Jahren über die Netzentgelte zahlungswirksam vereinnahmt werden können.

Der negative Cashflow aus der Investitionstätigkeit ergab sich im Wesentlichen aus den Investitionen zur Realisierung der Energiewende in Deutschland.

Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit resultierte ausschließlich aus der Gewinnabführung an die TKG i. H. v. 44,9 Mio. €.

Die Gesellschaft war auch im Geschäftsjahr 2023 in das Cash-Pooling des TenneT-Konzerns einbezogen. Zum Jahresende belief sich die Verbindlichkeit aus Cash-Pooling auf 2.799,0 Mio. € (VJ: 628,8 Mio. €), die in den Finanzmittelfonds einbezogen wurden. Die Abwicklung des EEG- und KWK-Geschäfts sowie der Strompreisbremse erfolgen separiert über eigenständige, zweckgebundene Bankkonten. Die Bankkonten für EEG, KWKG und ASK sind nicht in das Cash-Pooling einbezogen. Der Bestand an Finanzmitteln auf den vorgenannten Konten außerhalb des Cash-Poolings betrug 380,7 Mio. €.

Steuerungskennzahlen

Die Steuerung innerhalb des TenneT-Konzerns erfolgt auf der Grundlage sog. nachhaltiger Finanzinformationen. Diese Finanzinformationen basieren auf den International Financial Reporting Standards, die von der Europäischen Kommission für die Anwendung in der EU übernommen wurden und zum 31. Dezember 2023 verpflichtend anzuwenden waren. Sie umfassen zusätzlich zu den bilanzierungspflichtigen Forderungen und Verbindlichkeiten sämtliche regulatorischen Forderungen und Verbindlichkeiten, die aus der Vergangenheit resultieren und über zukünftige Netzentgelte abgerechnet werden, auch wenn deren Ansatz handelsrechtlich teilweise nicht zulässig ist. Die wesentlichen Steuerungskennzahlen auf Basis dieser nachhaltigen Finanzinformationen sind das EBIT (Betriebsergebnis) und die Investitionen.

Weiterhin wird der TenneT-Konzern für Steuerungszwecke in drei Segmente gegliedert: ÜNB Niederlande, ÜNB Deutschland und nicht regulierte Unternehmen. Für das Segment ÜNB Deutschland, welches im Unterschied zur TTG die gesamte TenneT-Deutschland-Gruppe erfasst, beliefen sich das EBIT im Geschäftsjahr 2023 auf rund 1.140,4 Mio. € (VJ: 791,8 Mio. €) und das Investitionsvolumen auf ca. 4,8 Mrd. € (VJ: 3,0 Mrd. €).

c) Personalentwicklung

Die TTG beschäftigte am 31. Dezember 2023 insgesamt 3.978 Mitarbeitende (VJ: 3.359 Mitarbeitende). Darüber hinaus bestanden 64 ruhende Arbeitsverhältnisse. Weiterhin beschäftigte die TTG 369 Personen im Rahmen von Arbeitnehmerüberlassungen.

^* Die Anstellungsverträge mit den Geschäftsführern bestehen ausschließlich mit der TH. Ein bestehender Anstellungsvertrag mit der TTG wurde in diesem Zusammenhang ruhend gestellt.

Die Zahl der Mitarbeitenden der Stammbelegschaft stieg im Vergleich zum Vorjahr um 562 Personen (VJ: 411) bzw. rund 18 % (VJ: 15 %). Das Wachstum der Stammbelegschaft betraf alle wesentlichen Unternehmensbereiche. Schwerpunkte waren die Wartung und Instandhaltung sowie die Projektbereiche für den Netzausbau Onshore.

Die Betriebszugehörigkeit der Stammbelegschaft der TTG betrug zum Bilanzstichtag durchschnittlich sieben Jahre (VJ: sieben Jahre). Die Fluktuationsrate der Stammbelegschaft lag mit 2,5 % leicht unter dem Vorjahr (VJ: 3,3 %) und ist weiterhin auf sehr niedrigem Niveau.

d) Arbeitssicherheit

Die Gewährleistung einer sicheren Arbeitsumgebung ist für den TenneT-Konzern von zentraler Bedeutung und wird in den Mittelpunkt der Kultur und täglichen Arbeit gestellt.

Die kontinuierliche Verbesserung der Sicherheitskultur wird im TenneT-Konzern seit mehreren Jahren anhand der Safety Culture Ladder (SCL) gemessen. Die SCL ist eine vom niederländischen Normungsinstitut entwickelte Bewertungsmethode zur Messung des Sicherheitsbewusstseins in Unternehmen. Einzelne Teile von TenneT sind bereits nach Stufe 4 der SCL zertifiziert. Weitere Initiativen wurden in 2023 gestartet, um zertifiziert zu werden. Im Rahmen des SCL-Programms wird angestrebt, dass 100 % aller für TenneT arbeitenden Unternehmen, welche hoch- und mittelrisikoreiche Aufträge ausführen, SCL oder SCL Light zertifiziert sind. Um im Bereich Health, Safety & Environment (HSE) solide Grundlagen zu schaffen, hat TenneT neben der Arbeit an zahlreichen Verbesserungen wie etwa dem HSE-Managementsystem, eine Zentralisierung der HSE-Organisation beschlossen. Auf diese Weise will TenneT besser darauf vorbereitet sein, zu einem sicheren und gesunden Arbeitsumfeld beizutragen.

Erstmalig wurden bei TenneT Safety Weeks durchgeführt. Mehr als 1.500 Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter sowie Beschäftigte von Auftragnehmern nahmen an verschiedenen Aktivitäten und Workshops zum Thema Arbeitssicherheit in Deutschland und in den Niederlanden teil.

Bei TenneT werden grundsätzlich alle Arbeitsunfälle, Beinaheunfälle und Gefahrensituationen über ein zentrales Melde- und Dokumentationssystem erfasst. Ereignisse, die eine medizinische Behandlung erfordern, zur eingeschränkten Arbeitsfähigkeit führen oder mindestens einen Ausfalltag zur Folge haben sowie tödliche Arbeitsunfälle werden anhand des Indikators Total Recordable Incident Rate (TRIR) transparent dargestellt. Dieser misst die Häufigkeit von Arbeitsunfällen pro eine Million geleisteter Arbeitsstunden. 2023 lag der TRIR bei 4,5 für Mitarbeitende von TenneT und Mitarbeitende von Auftragnehmern und damit oberhalb des konzernweiten Zielwertes von 4,3.

3. Forschung und Entwicklung

Um die Chancen aus der Energiewende, Digitalisierung und aus künstlicher Intelligenz zu nutzen sowie künftige Entwicklungen frühzeitig mitgestalten zu können, entwickelt die TTG gemeinsam mit weiteren Partnern zukunftsweisende Lösungsansätze. Der Fokus bei den Forschungsprojekten liegt darauf, neue Technologien zu erproben und für den Energiesektor nutzbar zu machen.

Um in den kommenden Jahren die für den Systembetrieb wichtige Kleinst-Flexibilität (z. B. aus Wärmepumpen, mobilen Batteriespeichern in Elektrofahrzeugen oder stationären Heimbatteriespeichern) verfügbar zu machen, wurden im Geschäftsjahr verschiedene Aktivitäten unter dem Dach eines Flexibilitätsportfolios zusammengefasst, übergreifend gesteuert und berichtet. In den kommenden Jahren werden voraussichtlich Millionen dieser verbrauchernahen Anlagen zur Verfügung stehen. Mit dem Engagement bei der länderübergreifenden Crowd-Balancing-Plattform Equigy schafft die TTG die hierfür notwendigen Voraussetzungen für ein effizientes Datenmanagement sowie für einfache und sichere Kommunikationswege. Ein Beispiel ist das vom BMWK geförderte Projekt Bidirektionales Lademanagement (BDL). In diesem Projekt wurde die Erbringung von Redispatch mit realen Kunden über „Equigy“ und die Erbringung von Primärregelleistung im Labor sowie die Umsetzung von PeakShaving am Standort Bayreuth mit Erfolg erprobt. Daneben wurden auch Vorschläge zur Beseitigung von regulatorischen Hemmnissen in mehreren Positionspapieren erarbeitet und an relevante Stakeholder übermittelt.

Der Umbau der deutschen Energieversorgung (Kohleausstieg, Ausbau erneuerbarer Energien) zur möglichst CO₂ -neutralen Energieerzeugung hat einen starken Einfluss auf das Systemverhalten und die Systemstabilität. Als wesentliche Herausforderungen für die Systemstabilität wurden u.a. im Netzentwicklungsplan die Spannungsstabilität und die Netzträgheit identifiziert. Um auch zukünftig die Stabilität im Netz gewährleisten zu können, hat die TTG daher im vergangenen Jahr mehrere entsprechende Anlagen zur Umsetzung vergeben: Neben rotierenden Phasenschiebern mit zusätzlicher Schwungmasse wird erstmalig im deutschen Netz ein Static Synchronous Compensator (STATCOM) mit zusätzlichem Energiespeicher errichtet. Dieses Pilotprojekt wurde im vergangenen Jahr zusammen mit dem Hersteller Siemens Energy wesentlich vorangetrieben. Hierbei konnten deutliche Fortschritte etwa hinsichtlich einer optimalen Nutzung der zusätzlichen Energiereserven erzielt werden, mit dem Ziel, eine zügige Inbetriebnahme bis zum Jahr 2025 zu ermöglichen.

Im Rahmen eines Digital-Portfolios fokussiert sich die TTG auf die Entwicklung und Integration neuer datengetriebener Technologien und Geschäftsmodelle im Energiesektor für die Veröffentlichung, Analyse und Anwendung von Energiedaten. Dies ist maßgebend, um die Sektorenkopplung zu ermöglichen. Einen zentralen Baustein bilden strategische Partnerschaften mit Akteuren des Energiesektors sowie Forschungsinstituten und Universitäten. Innerhalb des Portfolios werden strategische digitale Leuchtturmprojekte durchgeführt und implementiert. Ein wichtiges Projekt ist „energy data-X“, bei dem die TTG Konsortialführer von 13 Partnerunternehmen ist. Zur Erreichung der Ziele der nationalen und europäischen Energie- und Klimapolitik wird im Rahmen des Projekts ein Prototyp eines Datenökosystems für die Energiewirtschaft aufgebaut. Dieser ermöglicht einen sicheren und souveränen Datenaustausch, legt die Grundlage für neue innovative, datenbasierte, sektorenübergreifende Geschäftsmodelle und soll als zentrales Element für alle Marktpartner offen sein. Das BMWK-geförderte Forschungsprojekt wurde im Oktober 2023 gestartet und hat eine Laufzeit von drei Jahren.

Die im Bereich des strategischen Asset Managements angestrebte zunehmende Vermaschung von DC-Strukturen lässt sich nur technisch umsetzen, wenn die eingesetzten Konverter-Systeme der Hersteller miteinander kommunizieren können. Um dies zu ermöglichen, hat die TTG mit weiteren europäischen ÜNB das Forschungsvorhaben „InterOPERA“ angestoßen. Ziel ist es, die Standardisierung solcher Konverter-Systeme zu erreichen. Im Januar 2023 erfolgte der offizielle Start dieses Projekts. Es wird in enger Zusammenarbeit mit den Herstellern umgesetzt. Mit der Entwicklung und Abstimmung einer Demonstrator-Topologie und dem Laboraufbau an den Standorten Delft und Lyon, als auch mit der Durchführung der Planungsstudien zur Ermittlung der systemischen Anforderungen an die Demonstrator-Topologie wurden alle wichtigen und vorgesehenen Meilensteine in 2023 erreicht. Damit dürfte in ca. 2 Jahren ein erster Standard für ein industrielles Multi-Vendor-Multi-Terminal Schutz- und Regelungskonzept abgestimmt sein.

4. Umweltschutz

Das Thema Umweltschutz hat für die TTG hohe Bedeutung. Schäden an der Umwelt sollen im Rahmen der Ausübung der Geschäftstätigkeit der TTG vermieden bzw. minimiert werden. Dabei stehen die Themen Artenschutz, der Erhalt von Lebensräumen und das Schaffen von Ausgleichflächen im Fokus. Der Eintrag von Schadstoffen in die Umwelt, wie zum Beispiel Öle, Kraftstoffe oder Gase, wird durch immer bessere Sicherungsmechanismen weitestgehend verhindert. Zu den Sicherungsmechanismen gehören technische Einrichtungen, wie z. B. Ölauffanggruben oder automatische Fernmeldesysteme, aber auch organisatorische Maßnahmen, wie z. B. regelmäßige Anlagenkontrollen oder Gefährdungsbeurteilungen. Die TTG arbeitet im Sinne des Umweltschutzes eng mit Behörden und Ämtern zusammen. Alle Vorfälle sollen über ein zentrales Melde- und Dokumentationssystem erfasst werden.

Zu den wesentlichen Umweltschutzmaßnahmen des Geschäftsjahres 2023 zählt insbesondere das Projekt zur Dekarbonisierung der Lieferkette. Um einen besseren Einblick in den CO₂ -Fußabdruck der eingekauften Waren und Dienstleistungen zu bekommen, wurden die CO₂ -Emissionen entlang der Lieferkette durch eine Lebenszyklusanalyse untersucht. Auf Grundlage dieser Erkenntnisse werden Strategien entwickelt, diese Emissionen zu reduzieren.

Zudem arbeitet TenneT im Rahmen eines konzernweiten Projekts an der Umsetzung der Richtlinien der Europäischen Union (EU) zur Nachhaltigkeitsberichterstattung, genannt Corporate Sustainability Reporting Directive (CSRD).

5. Risiko-, Chancen- und Prognosebericht

a) Risikomanagement- und internes Kontrollsystem

Ziele des Risikomanagement- und internen Kontrollsystems

Durch das Risikomanagementsystem im TenneT-Konzern werden Risiken im Hinblick auf die strategische und operative Zielsetzung frühzeitig identifiziert, überwacht und gesteuert sowie Chancen konsequent genutzt. Die hohen Anforderungen an das interne Kontrollsystem im TenneT-Konzern ermöglichen eine Steigerung der internen Prozesssicherheit auch innerhalb der TTG.

Das Risikomanagementsystem der TTG zielt auf die frühzeitige und systematische Identifikation bestandsgefährdender Entwicklungen sowie die Steuerung von Risiken, die die Unternehmensziele gefährden, ab. Es folgt dem Ansatz des „Three lines of defence“-Modells und besteht aus regelmäßigen und Ad-hoc-Prozessen auf operativer und strategischer Ebene, die sowohl langfristige als auch mittel- und kurzfristige Zeithorizonte betrachten.

Das Risikomanagement- und interne Kontrollsystem (RMS/IKS) der TTG basiert dabei auf ISO 31000- sowie COSO-Standards und entspricht den relevanten gesetzlichen Anforderungen.

Risikomanagementbereiche

Die TTG ist in das strategische Risikomanagement des TenneT-Konzerns eingebunden. Das strategische Risikomanagement konzentriert sich auf zukünftige Ereignisse und Trends, welche die strategischen Ziele des Unternehmens positiv oder negativ beeinflussen können. Das operative Risikomanagement bezieht alle Unternehmensbereiche ein. Die Entwicklung der operativen Risiken und Chancen wird durch das Unternehmensrisikomanagement im Rahmen von regelmäßigen oder themenspezifischen Risikodurchsprachen mit dem Management überprüft und dokumentiert, um die Angemessenheit der durchgeführten und geplanten Maßnahmen zu bewerten. Die aktuelle Risikoposition ist Bestandteil der internen Vollständigkeits- und Richtigkeitserklärungen des Managements (“Letter of Representation”). Plötzlich oder unerwartet eintretende Risiken mit erheblichen Auswirkungen werden der Geschäftsleitung ad hoc berichtet. In 2023 wurden die Risiko- und Chancenregister der einzelnen Geschäftsbereiche überprüft und aktualisiert.

Das IKS unterstützt und sichert die Realisierung der Prozessziele und die Einhaltung bestehender rechtlicher Anforderungen sowie die Zuverlässigkeit der internen und externen Berichterstattung. Um die Effektivität und Angemessenheit des Kontrollsystems zu bewerten sowie mögliche Verbesserungspotenziale identifizieren zu können, führen Kontrollverantwortliche und Management halbjährlich Wirksamkeitsüberprüfungen durch. Das Risikomanagement überprüft die Ergebnisqualität. Die interne Revision validiert diese zudem unabhängig durch eigene Stichprobenprüfungen. Des Weiteren wurde die Wirksamkeit der Kontrollen des jeweiligen Fachbereichs in die quartalsweisen Planungs- und Performanceprozesse des Controlling-Berichtswesens integriert.

Um die Herausforderungen der anstehenden Investitionen umsetzen und die damit verbundenen Unternehmensziele erreichen zu können, verfügt die TTG ferner über ein Projektrisikomanagementsystem (PRM). Das Ziel des PRM ist es, das Erreichen aller Projektziele hinsichtlich Zeit-, Kosten- sowie Qualitätsanforderungen zu unterstützen. Das PRM unterstützt Großprojekte sowie Instandhaltungsprojekte.

Compliance, Integrität und Datenschutz

Eine Compliance- und Integritäts-Kultur ist essenziell, um nachhaltig erfolgreich sein zu können. Die TTG ist daher bestrebt, Compliance- und Integritäts-Risiken, die die Umsetzung der Strategie und Ziele des Unternehmens gefährden und zu wirtschaftlichen oder rechtlichen Konsequenzen sowie Reputationsschäden führen können, frühzeitig zu erkennen, diese zu verhindern oder geeignet darauf zu reagieren.

In Anbetracht des hohen jährlichen Investitionsvolumens stellt die TTG die Prävention, Identifikation und Aufarbeitung von potenziellen Betrugs-, Bestechungs- und Korruptionsvorfällen ins Zentrum der Aufgaben des Compliance- und Integritäts-Teams, der ARC (Audit, Risk & Internal Control and Compliance & Integrity) Unit, die dem Chief Financial Officer (CFO) unterstellt ist.

Im Rahmen des Compliance-Management-Systems dienen die Dokumente „Charta“ und „Rahmenkonzept“ als Orientierungshilfe und beschreiben die Compliance-Organisation, die Rollen und Zuständigkeiten sowie die verwendeten Systeme, Prozesse und Instrumente. Die Leitprinzipien „Eigenverantwortung“, „Vernetzung“ und „Mut“, der „Code of Conduct“, der Verhaltenskodex für Lieferanten sowie eine Reihe weiterer Compliance-Richtlinien und -Anweisungen unterstützen die Mitarbeitenden dabei, ihre Arbeit entsprechend dieser Leitlinien auszuüben.

Im Rahmen ihrer Geschäftsaktivitäten verarbeitet die TTG regelmäßig auch personenbezogene Daten. Zur Risikoabschätzung und zur Wahrung von Betroffenenrechten greift die TTG auf standardisierte Prozesse zurück. Die Einhaltung und Aktualisierung der veröffentlichten Datenschutzerklärung sowie der internen Regelwerke werden durch den verantwortlichen Fachbereich und, sofern erforderlich, mit Beratung der Datenschutzorganisation gewährleistet.

Die TTG überprüft fortlaufend die bestehenden Prozesse zur Verarbeitung personenbezogener Daten und schult ihre Mitarbeitenden für datenschutzrechtliche Anforderungen. Externe Dienstleister werden durch Abschluss von Vereinbarungen zur Auftragsverarbeitung eingebunden und einer regelmäßigen Prüfung unterzogen.

In Ausübung ihrer Tätigkeit handeln die Datenschutzbeauftragten unabhängig von der Geschäftsleitung.

Die Kontaktdaten der Datenschutzbeauftragten für Ad-hoc-Anfragen sowie die Kanäle, über die Compliance- und Datenschutzvorfälle oder Hinweise gemeldet werden können (wie das Hinweisgeber-Portal oder spezielle Postfächer), sind in der Organisation bekannt.

Regelmäßige und Ad-hoc-Berichte an die Geschäftsführung, den Prüfungsausschuss des Aufsichtsrats der TH und das lokale Management sowie der Dialog mit ihnen über den Status von Compliance, Integrität und Datenschutz finden statt.

Identifizierte Risikopotenziale und/oder Regelverstöße werden an das Compliance- und Integritäts-Komitee berichtet, das vierteljährlich Sitzungen abhält. Im Austausch mit allen relevanten Funktionen entwickelt das Komitee notwendige Gegenmaßnahmen. Zusätzlich ermöglicht ein unabhängiges Hinweisgeber-Portal auch anonym auf mögliche Verstöße hinzuweisen. In 2023 wurden für die TTG keine Betrugs-, Bestechungs- oder Korruptionsvorfälle mit wesentlichen Auswirkungen identifiziert.

b) Wesentliche Chancen und Risiken

Aus der Geschäftstätigkeit der TTG ergeben sich Unsicherheiten in mehreren Wirkungsdimensionen. In der Bewertung werden dabei die folgenden gleichgewichteten Perspektiven berücksichtigt: Versorgungssicherheit, Ergebniswirkung, Umweltauswirkung sowie Compliance und Reputation. Veränderungen im politischen oder öffentlichen Diskurs können wesentlichen Einfluss auf die Entwicklung des Regulierungsrahmens oder die gesetzlichen Vorgaben haben.

Regulierung und Gesetzgebung

Die Geschäftstätigkeit der TTG unterliegt in allen wesentlichen Aspekten der Regulierung durch die BNetzA sowie weiteren gesetzlichen Bestimmungen. Dementsprechend können Veränderungen der regulatorischen oder gesetzlichen Rahmenbedingungen auf nationaler oder europäischer Ebene die Ergebnis- und Liquiditätssituation der TTG positiv wie negativ nachhaltig beeinflussen. Relevante Gesetzgebungsverfahren werden intensiv durch die TTG begleitet, um negative Entwicklungen für das Unternehmen zu begrenzen und Chancen für das regulierte Netzgeschäft zu realisieren.

So stehen für die vierte Regulierungsperiode noch die Festlegung von Rahmenparametern wie dem sektoralen Produktivitätsfaktor aus. Darüber hinaus können insbesondere aus dem aktuellen Zinsanstieg an den Kapitalmärkten für die vierte Regulierungsperiode signifikante Ergebniswirkungen entstehen, soweit diese nicht wie im Rahmen der Konsultationen von den ÜNB gefordert, hinreichend in den regulatorischen Zinssätzen berücksichtigt werden.

Neben der Stellungnahme zum Festlegungsentwurf der BNetzA vom 22. November 2023 zu den geplanten Regelungen für die Bestimmung des kalkulatorischen Eigenkapitalzinssatzes für Neuanlagen hatte die TTG im Dezember 2021 gemeinsam mit anderen Netzbetreibern Beschwerde beim OLG Düsseldorf gegen die bisherige Festlegung der Eigenkapitalzinssätze vom 12. Oktober 2021 für die vierte Regulierungsperiode eingereicht und vom OLG Düsseldorf am 30. August 2023 Recht erhalten. Die Gerichtsentscheidung ist noch nicht rechtskräftig und die BNetzA legte am 29. September 2023 beim BGH gegen diese Entscheidung Rechtsbeschwerde ein. Mittlerweile wurde am 24. Januar 2024 die Festlegung zum Eigenkapitalzins im Kapitalkostenaufschlag für Neuanlagen veröffentlicht. Gegenüber dem Entwurf vom 22. November 2023 sind jedoch keine wesentlichen Anpassungen enthalten.

Am 29. Dezember 2023 trat eine umfassende Reform des Energiewirtschaftsrechts in Kraft. Die Novelle setzt das EuGH-Urteil (C-718/18) u.a. hinsichtlich der ausschließlichen Zuständigkeit und Unabhängigkeit der nationalen Regulierungsbehörde aus dem Jahr 2021 um und verlagert die Kompetenzen für wesentliche Regulierungsentscheidungen hin zur BNetzA. Die bisher maßgeblichen Rechtsverordnungen, insbesondere die StromNEV und ARegV, werden für eine Übergangszeit bis Ende 2028 weiter in Kraft bleiben. Allerdings kann die BNetzA von diesen bereits abweichen. Welche inhaltlichen Änderungen des Regulierungsrahmens damit einhergehen, steht derzeit noch nicht fest.

Als ÜNB unterliegt die TTG den Vorgaben des EU-Maßnahmenpakets „Clean energy for all Europeans package“ mit der Maßgabe, 70 % der gesamten grenzüberschreitenden Übertragungskapazität für Marktteilnehmer zur Verfügung zu stellen. Die Bundesregierung stellte 2020 einen Aktionsplan vor, der es den deutschen ÜNB erlaubt, dieses Ziel bis zum 31. Dezember 2025 schrittweise zu erreichen. Verzögerungen bei der Erfüllung dieses Plans durch die TTG könnten zu umfangreichen finanziellen Sanktionen oder erzwungenen Änderungen des Marktdesigns führen. Die TTG erfüllt die Anforderungen dieses stufenweisen Plans. Wesentliche Abweichungen waren und sind nicht vorhanden.

Im gegebenen regulatorischen Umfeld ergeben sich für die TTG wesentliche Chancen für organisches Wachstum und Ergebniszuwächse durch die effiziente, termin- und bedarfsgerechte Umsetzung von Investitionen in das Übertragungsnetz.

Darüber hinaus bestehen Chancen durch einen effizienten Netzbetrieb mit tatsächlich geringeren als ursprünglich genehmigten Kosten. In gleicher Weise können aus einem ineffizienten Netzbetrieb auch Ergebnisrückgänge resultieren, sofern die tatsächlichen Kosten höher als die genehmigten Kosten sind.

Versorgungssicherheit

Als ÜNB besteht für die TTG eines der wesentlichen Risikoereignisse in einer großflächigen Versorgungsstörung.

Die Fokussierung auf den Ausstieg aus der Verstromung von fossilen Energien, der Ausbau der Erzeugung aus volatilen, dezentralen Quellen auf nationaler und europäischer Ebene, die Anforderungen an die Verfügbarkeit von Handelskapazitäten im europäischen Binnenmarkt, aber auch Extremwetterlagen, wie Dürren, Hochwasser oder Stürme, sowie schadensbedingte Ausfälle an Betriebsmitteln, beispielsweise durch technische Fehler, Sabotage oder Cyber-Attacken, stellen erhebliche Herausforderungen für einen stabilen Netzbetrieb dar. Hierdurch erhöht sich die Wahrscheinlichkeit von Engpässen und Ungleichgewichten im Höchstspannungsnetz, welche zu kritischen Netzsituationen führen können.

Um das Auftreten von Störungen im stark belasteten Bestandsnetz zu minimieren, werden bestehende Sicherungsmaßnahmen - wie beispielsweise die Vorhaltung von Netzreserve - weitergeführt, die regionale Sicherheitskoordination über die TSC intensiviert sowie die Vorschauprozesse zur Systemsicherheit kontinuierlich weiterentwickelt. Mittelfristig begegnet die TTG der herausfordernden Netzsituation durch konzeptionelle Weiterentwicklung der Netzstrukturen im Netzentwicklungsplan Strom sowie laufende und neue Bau- und Verstärkungsvorhaben im Netzausbau Onshore. Die Funktionsfähigkeit des Bestandsnetzes wird durch kontinuierliche Überwachung und Instandhaltung der Anlagen sowie notwendige Ersatzinvestitionen sichergestellt. Der Herausforderung, die Maßnahmendurchführung im zunehmend höher ausgelasteten Netz sicherzustellen, begegnet die TTG einerseits durch eine integrierte Langfristplanung sowie andererseits durch optimierte Ausnutzung der zum Teil nur kurzfristig verfügbaren Potenziale - beispielsweise zur Abschaltung einzelner Leitungsabschnitte.

Um auf Krisensituationen - potenziell auch aufgrund der steigenden Gefahr von Sabotage oder Angriffen mit terroristischem Hintergrund - ausreichend vorbereitet zu sein, arbeitet die TTG zudem kontinuierlich an der Weiterentwicklung bestehender Krisenwerkzeuge und Sicherheitskonzepte.

Im Bereich Cybersicherheit sind die Digitalisierung und der Betrieb von Information Technology- (IT) & Operation Technology- (OT) Systemen zentraler Bestandteil moderner Prozesse sowie eines sicheren und effizienten Netzbetriebs. Als Betreiber kritischer Intrastruktur in Deutschland unterliegt die TTG den durch das IT-Sicherheitsgesetz erweiterten Anforderungen des EnWG zum Schutz betriebsnotwendiger Informations- und Kommunikationstechnik. Die zyklische Weiterentwicklung der unternehmensweiten Standards zur Sicherstellung von Vertraulichkeit, Integrität und Verfügbarkeit der Datenverarbeitungs- und Kommunikationsinfrastruktur gemäß DIN/ISO 27001 wird seit 2018 gemäß den gesetzlichen Anforderungen aus dem IT-Sicherheitskatalog der BNetzA durch eine unabhängige und für die Zertifizierung akkreditierte Stelle bestätigt. International sind Entwicklungen sichtbar, dass Cyber-Angriffe professioneller werden und eine Art Industrie z. B. durch sog. Ransomware-Attacken entsteht. Diesem Risiko begegnet die TTG mit umfangreichen administrativen, organisatorischen, technischen und physischen Maßnahmen.

Zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit in der Zukunft verfolgt die TTG Chancen durch Innovationen in den Bereichen Digitalisierung, künstlicher Intelligenz und autonomer Maschinen. Dadurch soll die steigende Anzahl an Erzeugern und erforderlichen Prognosen sowie die höhere Auslastung des Netzes beherrschbar bleiben.

Netzausbau

Sowohl in Deutschland als auch auf europäischer Ebene wurden die Ziele zur Dekarbonisierung und CO₂ -Neutralität angepasst. Dies betrifft in Deutschland u. a. die steigenden Ausbauziele von erneuerbaren Energien an Land und auf See sowie den zunehmenden Bedarf der Elektrifizierung der Industrie und im Verkehrssektor. Daraus resultiert ein erhöhter Bedarf des Netzausbaus, einhergehend mit dem Risiko, dass Kundennetzanschlüsse nicht im gesetzlich und regulatorisch vorgeschriebenen Zeitraum realisiert werden können.

Die Umsetzung des Netzausbaus Onshore ist regelmäßig von zeitintensiven Genehmigungsverfahren und unzureichender Akzeptanz in Teilen der Bevölkerung begleitet. Die TTG begegnet diesen Herausforderungen durch eine enge und transparente Kommunikation mit allen beteiligten Behörden und Entscheidungsträgern sowie durch frühzeitige und aktive Einbindung aller betroffenen Stakeholder entlang möglicher Trassenverläufe. Im Bereich der Lieferkette und der benötigten Arbeitskräfte trifft eine steigende Nachfrage auf einen knappen Markt. Zudem stehen durch die höhere Netzauslastung weniger Zeitfenster zu Verfügung, um an bestehenden Betriebsmitteln zu arbeiten, was wiederum eine integrierte Langfristplanung erfordert. Negative gesamtwirtschaftliche Auswirkungen durch eine verzögerte Verfügbarkeit zusätzlicher Transportkapazitäten, wie kostenintensive Engpassmanagementmaßnahmen oder mögliche Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit, sollen durch eine planmäßige Fertigstellung weitgehend ausgeschlossen werden. Das Risiko von Ausbauverzögerungen besteht allerdings trotz intensiver Anstrengungen aller Projektbeteiligten weiter.

Die TTG nutzt neben den vor Ort stattfindenden auch digitale (Beteiligungs-)Formate, beispielsweise im Rahmen des Genehmigungsprozesses oder in Ausschreibungsverfahren. Hieraus ergeben sich Zeit- und Kosteneffizienzen sowie eine Reichweitenverbesserung innerhalb der Verfahren. Um den Netzausbau effektiv und kosteneffizient zu gestalten, fördert und treibt die TTG die technische Weiterentwicklung, die Standardisierung und die Skalierung (Spannungsebene und Übertragungskapazität) voran. Daraus ergibt sich jedoch im Vergleich zum Bestandsnetz eine geringere Langzeiterprobung. Relevante Auswirkungen können beispielsweise längere Realisierungszeiträume, eine unerwartet kurze Betriebsdauer, ein Ausfall größerer singulärer Erzeugungs- und Übertragungskapazitäten oder eine verringerte Betriebszuverlässigkeit der technischen Infrastruktur sein. Es besteht weiterhin die Gefahr, dass technologische Innovationen, die für die Umsetzung eines DC-Overlay-Netzes und DC-Multi-Hub-Konzepts erforderlich sind, nicht realisiert werden. Diese potenzielle Nichtrealisierung würde dazu führen, dass konzeptbezogene Projekte nicht wie geplant durchgeführt oder umgesetzt werden können. Gleichzeitig bieten innovative technische Lösungen aber Chancen, um Ausbauprojekte mit höherer gesellschaftlicher Akzeptanz, mit einem geringeren Eingriff in die Landschaft bzw. erhöhter Recyclingfähigkeit der eingesetzten Komponenten, höherer Kosteneffizienz und/oder geringerer Abhängigkeit von einzelnen Lieferanten umzusetzen.

Die TTG fördert und fordert deshalb die Qualifikation seiner Lieferanten sowie die Durchführung umfangreicher Anlagentests. Sie überwacht die eingesetzte Technik im Rahmen des Probebetriebs und der Instandhaltung intensiv, ergreift vorbeugende Instandhaltungsmaßnahmen und entwickelt eingesetzte Technologien im Rahmen interner wie externer Innovationsprojekte weiter.

Märkte und Ressourcen

Im energiewirtschaftlichen Bereich bestehen relevante Marktchancen und -risiken bei der Beschaffung von Netzverlusten und Regelleistung, bei der Durchführung von Engpassmanagement sowie bei der Umsetzung der EE-Verordnung. Aufgrund der mit der BNetzA abgeschlossenen Freiwilligen Selbstverpflichtungen nach § 11 Abs. 2 ARegV bestehen in der dritten Regulierungsperiode (2019-2023) bei der Beschaffung von Netzverlusten gedeckelte Preischancen und -risiken sowie bei der Beschaffung von Regelleistung gedeckelte Mengenchancen und -risiken. Durch die Einführung eines Anreizinstruments zur Verringerung der Engpassmanagementkosten der ÜNB (§17 ARegV) bestand in den Jahren 2022 und 2023 eine gedeckelte Preischance für Engpassmanagementkosten. Sofern möglich, begegnet die TTG den Marktrisiken zudem durch langfristige Beschaffungskontrakte.

Seit Einführung des EU-Zielmarktdesigns für Sekundärregelleistung (aFRR) und Minutenreserve (mFRR) sind die Ausgleichsenergiepreise volatiler geworden und somit auch die daraus resultierenden finanziellen Chancen und Risiken. Die effiziente Realisierung des Netzausbaus ist in hohem Maße auch von der zuverlässigen Verfügbarkeit spezifischer Komponenten und Dienstleistungen in hoher Qualität abhängig. Störungen in der Lieferkette oder Schwankungen in der Produktqualität können zu Zeitverzögerungen und zusätzlichen Kosten führen. Die TTG identifiziert und beobachtet die Risikofelder, in denen nachteilige Entwicklungen (z. B. Engpässe in Lieferketten in Beschaffungsmärkten mit hohem Wettbewerbsdruck) für die Umsetzung von Projekten und Instandhaltung entstehen können. Es werden kontinuierlich risikominimierende Maßnahmen erarbeitet und ausgebaut, um negative Einflüsse vermeiden zu können. Dazu gehören u. a. die langfristige Zusammenarbeit mit Schlüssellieferanten sowie die Erschließung neuer Anbieter. Neue gesetzliche Anforderungen zur Verbesserung von Menschenrechten und Umwelteinflüssen in Lieferketten werden umgesetzt. Die TTG auditierte bereits in der Vergangenheit Lieferanten entsprechend und setzt dies fort.

Die TTG steht zusätzlich im intensiven Wettbewerb um hoch qualifizierte Mitarbeitende. Zur Realisierung ihrer langfristigen Ziele ist die TTG darauf angewiesen, Fachpersonal in das Unternehmen zu integrieren und weiterzuentwickeln. Im Hinblick auf das Arbeitsmarktumfeld besteht das Risiko, den wachstums- und demografisch bedingten Bedarf an zusätzlichen Personalkapazitäten nicht adäquat decken zu können. Die Erhaltung und der Ausbau des Zugangs zum Bewerbermarkt erfolgte u. a. über die Stärkung der Arbeitgebermarke, mit Maßnahmen wie der Intensivierung von Employer-Branding-Aktivitäten und Social-Media-Kampagnen, der Implementierung innovativer Recruiting-Werkzeuge sowie durch die Weiterentwicklung von Nachwuchsprogrammen. Zudem werden ein flexibles und digitales Arbeitsumfeld geschaffen sowie Standorte erweitert und modernisiert.

Die TTG greift im Rahmen ihrer Risikotransferstrategie regelmäßig auf Versicherungsdeckungen zurück. Durch stetig sinkende verfügbare Marktkapazitäten, u. a. durch Marktaustritte von Versicherern, sowie durch reduzierte Leistungsumfänge könnten bestehende Risikotransfers der TTG zukünftig möglicherweise nicht mehr unverändert umgesetzt werden. Die TTG reagiert auf diese Entwicklung in vielen Versicherungssparten mit einer Intensivierung der Risikokommunikation gegenüber dem Versicherungsmarkt sowie mit der Entwicklung und Einführung alternativer Risikotransferkonzepte.

Aus der operativen Geschäftstätigkeit der TTG entstehen regelmäßig Risiken, dass Geschäftspartner ihren Zahlungs- oder Lieferverpflichtungen nicht oder nur unzureichend nachkommen. Die TTG reduziert das bestehende Kontrahentenrisiko durch fortlaufendes Bonitätsmonitoring sowie die Erhebung von Sicherheitsleistungen. Des Weiteren können Risiken aus Rechtsstreitigkeiten resultieren.

Offshore-Haftung

Im Zusammenhang mit der gesetzlichen Verpflichtung zum Anschluss von OWP entstehen potenzielle Haftungsrisiken im Hinblick auf Entschädigungsansprüche von Betreibern der OWP aufgrund von verzögerter Fertigstellung, Störungen oder Instandhaltung von Netzanbindungen, die unter bestimmten Voraussetzungen teilweise oder vollständig durch die TTG zu tragen sind. Infolge bestehender Haftungsausgleichsvereinbarungen können potenzielle Selbstbehalte den jeweiligen TenneT Offshore-Projektgesellschaften weiterbelastet werden.

Liquidität und Finanzierung

Die Finanzierung der TenneT-Deutschland-Gruppe erfolgt vollständig über die TH. Ein direkter Zugriff auf den Kapitalmarkt auf deutscher Seite erfolgt nicht. Die TH steht dabei in enger Abstimmung mit dem niederländischen Staat als Eigentümer und unterstützt zur Deckung des Eigenkapitalbedarfs der TenneT-Deutschland-Gruppe wieder aufgenommene Gespräche zwischen dem niederländischen Staat und der Bundesrepublik Deutschland über eine mögliche Beteiligung an den deutschen Aktivitäten des TenneT-Konzerns. Im Februar 2023 beschloss das Executive Board der TH eine mögliche Transaktion mit der deutschen Regierung weiter zu prüfen und zu verhandeln, die dazu führt, dass der deutsche Staat vollständiger Eigentümer der TenneT-Deutschland-Gruppe wird. Eine solche Transaktion würde die weitere Eigenfinanzierung des erheblichen Investitionsprogramms der TenneT-Deutschland-Gruppe ermöglichen und sicherstellen. Die Gespräche wurden im Geschäftsjahr weiter vorangetrieben.

Durch die gesetzlichen Verpflichtungen zur Realisierung von Offshore-Netzanbindungssystemen und des Onshore-Netzausbaus entsteht erheblicher Finanzierungsbedarf. Insbesondere die Investitionen in die Onshore-Netzausbau-Projekte SuedLink und SuedOstLink, das 2GW-Offshore Programm sowie die Multiterminal-Hubs werden in den nächsten Jahren weiter zunehmen. Die TTG ermittelt den hierzu notwendigen Kapitalbedarf rollierend im Rahmen einer 10-Jahres-Investitionsplanung.

Durch den gesetzlichen Auftrag zur EEG-Abwicklung ergeben sich für die TTG hohe Liquiditätsunsicherheiten. Die Prognosen zukünftiger Börsenerlöse und Auszahlungen für Marktprämien, die vom Börsenpreis abhängig sind, orientieren sich an Terminpreisen und können stark von den tatsächlichen Börsenpreisen abweichen. Zudem sind Prognosen über relevante Faktoren, wie beispielweise Anlagenzubau oder Benutzungsstunden von Erzeugungsanlagen, mit inhärenten Unsicherheiten behaftet. Die TTG arbeitet kontinuierlich an der weiteren Verbesserung der Prognosequalität sowohl im Kurzfrist- als auch im Langfristbereich. Zur Abdeckung der EEG-Finanzierung auf Grund des Wegfalls der Erhebung der EEG-Umlage zum 1. Juli 2022 wurde ein gesetzlich festgelegter öffentlich-rechtlicher Vertrag zwischen den vier ÜNB und dem BMWK geschlossen. Dieser regelt die Liquiditätsreserve sowie notwendige staatliche Zahlungen unter Zuhilfenahme eines kontinuierlichen unterjährigen Liquiditätsüberwachungsprozesses, um etwaige Liquiditätsengpässe bei den vier ÜNB rechtzeitig zu erkennen und zu beheben. Auf Grund aktueller politischer Gegebenheiten sowie der Entwicklung der Marktpreise ist es möglich, dass der von den ÜNB ermittelte Finanzierungsbedarf nicht ausreichen wird. Hieraus können sich erhebliche Liquiditätsrisiken in der EEG-Abwicklung ergeben. Eine Zwischenfinanzierung zur Überbrückung von Liquiditätsengpässen ist bereits seit Februar 2024 erforderlich und wird mit politischen Entscheidungsträgern diskutiert.

Gesamtrisikosituation

Im Berichtszeitraum lagen keine Risiken vor, die einzeln oder in ihrer Gesamtheit den Bestand des Unternehmens gefährden könnten. Unter Berücksichtigung der bereits ergriffenen Maßnahmen sind für das Jahr 2024 nach derzeitigen Erkenntnissen keine bestandsgefährdenden Risiken erkennbar.

c) Prognose

Zur Umsetzung der Energiewende wird die TTG auch im nächsten Jahr erheblich in den Ausbau und die Optimierung des Übertragungsnetzes in Deutschland investieren. Aufgrund der Realisierungsphasen für Vorhaben des Energieleitungsausbaugesetzes und des Bundesbedarfsplangesetzes erwartet die Gesellschaft für 2024 Investitionen in der Größenordnung von etwa 4,1 Mrd. €, was einem Anstieg um über 50 % gegenüber den in 2023 realisierten Investitionen entspricht. Es wurden entsprechende organisatorische und beschaffungsseitige Maßnahmen eingeleitet, um diesen Investitionsanstieg durchführen zu können. Durch die Investitionsprojekte soll der Transport von Windenergie aus dem Norden in den Süden Deutschlands gewährleistet und so zur Versorgungssicherheit beigetragen werden. Investitionsschwerpunkte 2024 sowie in den Folgejahren werden die Projekte SuedLink, SuedOstLink, Ostküstenleitung, Ostniedersachsenleitung, Stade-Landesbergen, Conneforde-Merzen, Ostbayernring, Lübeck-Krümel, Hub Nüttermoor, Altheim-St. Peter, Dollern - Elsfleth/West sowie die damit in Verbindung stehenden UW sein.

Für 2024 wird für die TTG ein handelsrechtliches Betriebsergebnis deutlich über dem Niveau von 2023 erwartet. Dies ist im Wesentlichen auf den Anstieg der kalkulatorischen Vermögensbasis durch fortgeführte Investitionen zurückzuführen und überwiegt damit den negativen Effekt aufgrund des geringeren Eigenkapitalzinssatzes ab 2024.

Im Rahmen der übergeordneten Steuerung des TenneT-Konzerns findet die TTG Eingang in das Segment ÜNB Deutschland, welches die TenneT-Deutschland-Gruppe darstellt. Für das Geschäftsjahr 2024 werden gemäß nachhaltiger Finanzinformationen im Vergleich zu 2023 ein Wachstum des Investitionsvolumens und entsprechend des Ergebnisses vor Zinsen und Steuern (EBIT) erwartet.

Die TTG wird weiterhin erhebliche Anstrengungen unternehmen, die hohe Effizienz beim Betrieb und Ausbau des Übertragungsnetzes dauerhaft zu gewährleisten und einen Anstieg der Netzentgelte für den Netzkunden möglichst gering zu halten. Zur Aufrechterhaltung des gewohnt hohen Niveaus an Versorgungssicherheit strebt die TTG im Geschäftsjahr 2024 einen Netzbetrieb ohne Ausfälle von Verbrauchskunden oder Erzeugern an (ASIDI = null Minuten). Für 2024 ist ein weiteres Wachstum der Belegschaft der TenneT-Deutschland-Gruppe um mehr als 800 Mitarbeitende geplant.

Die Arbeitssicherheit und die Gesundheit der Mitarbeitenden werden auch zukünftig einen hohen Stellenwert einnehmen. Dementsprechend wird die TTG u. a. die Maßnahmen im Rahmen der Arbeitssicherheit weiter intensivieren. Als konzernweiter TRIR-Zielwert für 2024 wurde ein Wert von max. 3,7 angesetzt.

Aktuell wird die Finanzlage im Wesentlichen durch die Einnahmen aus der operativen Geschäftstätigkeit, Ausgaben für Investitionen sowie das Umlagengeschäft beeinflusst. Der Finanzmittelbedarf der TTG wird auch künftig über das Cash-Pooling oder Eigenkapital sichergestellt. Im Zuge der Verhandlungen zwischen dem niederländischen und deutschen Staat über einen möglichen vollständigen Verkauf der TenneT-Deutschland-Gruppe soll voraussichtlich u.a. das Konzept der kurz-, mittel- und langfristigen Finanzierung der Gesellschaft angepasst und sichergestellt werden. Die Gesellschafter befinden sich zum Zeitpunkt der Jahresabschlusserstellung in fortgeschrittenen Gesprächen. Nach Auskunft des Eigentümers wird nach gegenwärtigem Stand mit überwiegender Wahrscheinlichkeit mit einem Verkauf innerhalb von zwölf Monaten gerechnet.

6. Erklärung zur Unternehmensführung¹

In Umsetzung eines Beschlusses zur Frauenquote aus dem Jahr 2021 in den Gesellschaftsorganen ist zum 31. Dezember 2023 folgendes festzuhalten:

Der Aufsichtsrat der TTG setzte sich zum 31. Dezember 2023 aus insgesamt 12 Mitgliedern zusammen. Für den Frauenanteil des Aufsichtsrats wurde eine Zielgröße von 3 Frauen/9 Männern oder mindestens 25 % festgesetzt. Umsetzungsfrist dafür ist der 31. Dezember 2024. Zum 31. Dezember 2023 waren im Aufsichtsrat drei Frauen vertreten, woraus sich ein Frauenanteil von 25 % errechnet. Damit war die Zielgröße bereits vor dem Fristende erreicht.

Die Geschäftsführung der TTG bestand zum 31. Dezember 2023 aus drei Mitgliedern. Für den Frauenanteil in der Geschäftsführung wurde eine Zielgröße von 1 Frau/2 Männern oder mindestens 25 % festgesetzt. Umsetzungsfrist dafür ist der 31. Dezember 2024. Zum 31. Dezember 2023 betrug der Frauenanteil in der Geschäftsführung der TTG 33 %. Damit war die Zielgröße bereits vor dem Fristende erreicht.

Die Geschäftsführung hat für die erste Führungsebene unterhalb der Geschäftsführer eine Zielgröße von 22 %, für die zweite Führungsebene unterhalb der Geschäftsführer eine Zielgröße von 21 % festgelegt. Umsetzungsfrist auch hier ist der 31. Dezember 2024. Zum 31. Dezember 2023 betrug der Frauenanteil der ersten Führungsebene unterhalb der Geschäftsführung 15 % und in der zweiten Führungsebene unterhalb der Geschäftsführer 18 %.

¹ Die Erklärung zur Unternehmensführung gemäß § 289f HGB wird durch den Wirtschaftsprüfer nicht inhaltlich geprüft.

Bilanz zum 31. Dezember 2023

AKTIVA

Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2023

Anhang für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember

1. Vorbemerkungen zur Bilanz und zur Gewinn- und Verlustrechnung

Der Jahresabschluss der TenneT TSO GmbH (TTG) mit Sitz in Bayreuth wurde nach den Rechnungslegungsvorschriften des Handelsgesetzbuchs (HGB), des Gesetzes betreffend die Gesellschaften mit beschränkter Haftung (GmbHG) und des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) aufgestellt. Die Gesellschaft wird beim Handelsregister des Amtsgerichts Bayreuth unter der Nummer HRB 4923 geführt.

Für die Gewinn- und Verlustrechnung wurde das Gesamtkostenverfahren gewählt.

Die TTG ist eine große Kapitalgesellschaft gemäß § 267 Abs. 3 HGB.

Alleiniger Gesellschafter der TTG ist die TenneT GmbH & Co. KG (TKG).

Der Jahresabschluss ist in Mio. € aufgestellt. Aus rechentechnischen Gründen können in den Tabellen daher Rundungsdifferenzen auftreten.

2. Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätze

AKTIVA

Anlagevermögen:

Immaterielle Vermögensgegenstände:

Die entgeltlich erworbenen immateriellen Vermögensgegenstände sind zu Anschaffungskosten, vermindert um planmäßige lineare und außerplanmäßige Abschreibungen, bewertet. Die selbst geschaffenen immateriellen Vermögensgegenstände werden nach § 255 Abs. 2a i. V. m. Abs. 2 HGB zu Herstellungskosten bewertet. Den planmäßigen Abschreibungen für immaterielle Vermögensgegenstände liegen Nutzungsdauern von 3 bis 25 Jahren zugrunde.

Sachanlagen:

Das Sachanlagevermögen ist gemäß § 255 HGB zu Anschaffungs- oder Herstellungskosten, vermindert um planmäßige und außerplanmäßige Abschreibungen, angesetzt. In die Herstellungskosten der selbst erstellten Anlagen sind neben den direkt zuordenbaren Kosten in angemessenem Umfang auch anteilige Gemeinkosten einbezogen. Hierbei werden auch Eigenleistungen in angemessenem Umfang berücksichtigt. Das gesetzliche Wahlrecht, allgemeine Verwaltungskosten in angemessener Höhe zu berücksichtigen, wurde in Anspruch genommen. Bei den Abschreibungen wurde von dem Wahlrecht in Art. 67 Abs. 4 EGHGB Gebrauch gemacht, steuerrechtliche Abschreibungen bei solchen Vermögensgegenständen beizubehalten, die vor dem 1. Januar 2010 angeschafft oder hergestellt wurden. Gebäude, die vor dem 1. Januar 2010 zugegangen sind, werden zunächst degressiv, später linear abgeschrieben. Bei beweglichem Anlagevermögen, das vor dem 1. Januar 2010 zugegangen ist, werden auch handelsbilanziell grundsätzlich die höchstzulässigen steuerrechtlichen Abschreibungen vorgenommen. Neuzugänge von Sachanlagen aus dem Geschäftsjahr 2010 oder späteren Geschäftsjahren werden linear über die betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer abgeschrieben.

Den planmäßigen Abschreibungen auf Sachanlagen liegen im Wesentlichen folgende Nutzungsdauern zugrunde:

Es wird eine monatsgenaue Abschreibung vorgenommen.

Bei Vermögensgegenständen, die vor dem 1. Januar 2010 angeschafft oder hergestellt wurden, erfolgt die Umstellung von der degressiven Abschreibung auf die gleichmäßige Verteilung des Restwerts über die Restnutzungsdauer jeweils in dem Jahr, in dem der lineare Abschreibungsbetrag den degressiven übersteigt.

Abnutzbare bewegliche Vermögensgegenstände, deren Anschaffungs- oder Herstellungskosten 250 € nicht überschreiten, werden aus Vereinfachungsgründen im Jahr des Zugangs in voller Höhe als Aufwand erfasst. Vermögensgegenstände, deren Anschaffungs- oder Herstellungskosten über 250 € liegen und den Betrag von 1.000 € nicht überschreiten, werden in einen jährlichen Sammelposten eingestellt und innerhalb von fünf Jahren nach Zugang linear abgeschrieben.

Finanzanlagen:

Verzinsliche Ausleihungen sind mit ihrem Nennwert, unverzinsliche und niedrig verzinsliche sonstige Ausleihungen mit dem Barwert angesetzt. Beteiligungen sind mit den Anschaffungskosten bewertet.

Umlaufvermögen:

Vorräte:

Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe sind zu Anschaffungskosten unter Verwendung gleitender Durchschnittspreise und unter Beachtung des Niederstwertprinzips zu den am Bilanzstichtag beizulegenden niedrigeren Marktpreisen ausgewiesen. Bestandsrisiken, die sich aus geminderter Verwertbarkeit ergeben, sind durch Abwertungen berücksichtigt.

Die Bewertung der unfertigen Erzeugnisse und unfertigen Leistungen erfolgt bei Kundenaufträgen analog zur Ermittlung der Herstellungskosten im Anlagevermögen.

Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände:

Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände sind mit ihrem Nominalwert angesetzt. Für alle erkennbaren Risiken wurden angemessene Wertkorrekturen vorgenommen. Regulatorische Forderungen, welche als sonstige Vermögensgegenstände gemäß § 21b EnWG angesetzt werden, sind ebenfalls mit ihrem Nominalwert angesetzt. Da es sich dabei um verzinsliche Forderungen handelt, erfolgt keine Abzinsung. Über § 21b EnWG hinaus können Forderungen, die über zukünftige Netzentgelte vereinnahmt werden, nicht nach den handelsrechtlichen Vorschriften angesetzt werden.

Guthaben bei Kreditinstituten:

Guthaben bei Kreditinstituten werden zum Nominalbetrag angesetzt.

Aktive Rechnungsabgrenzungsposten:

Aktive Rechnungsabgrenzungsposten umfassen Ausgaben, die Aufwand für eine bestimmte Zeit nach dem Abschlussstichtag darstellen. Sie werden entsprechend der jeweiligen Laufzeit aufgelöst.

Vermögensgegenstände des Deckungsvermögens:

Zur Erfüllung von Verpflichtungen aus der Altersversorgung sowie aus Altersteilzeitguthaben einschließlich der Zeitwertkonten der Mitarbeiter sind entsprechende Mittel in Fondsanteilen sowie auf Treuhandkonten angelegt, welche vom Helaba Pension Trust e.V. (Helaba) treuhänderisch für die TTG verwaltet werden.

Die betreffenden Vermögensgegenstände sind dem Zugriff der übrigen Gläubiger entzogen.

Die Bewertung des Deckungsvermögens erfolgt zum beizulegenden Zeitwert. Dieser wird mit den jeweils zugrunde liegenden Verpflichtungen gemäß § 246 Abs. 2 Satz 2 HGB verrechnet. Entsprechend wird mit den zugehörigen Aufwendungen und Erträgen aus Zinseffekten und aus dem zu verrechnenden Vermögen verfahren.

Der sich ergebende Verpflichtungsüberhang ist unter den Rückstellungen ausgewiesen. Soweit der beizulegende Zeitwert des Deckungsvermögens die Verpflichtungen übersteigt, wird ein „Aktiver Unterschiedsbetrag aus der Vermögensverrechnung“ auf der Aktivseite der Bilanz ausgewiesen.

PASSIVA

Ertragszuschüsse:

Erhaltene Ertragszuschüsse sind zu Nennbeträgen bewertet und werden in den Umsatzerlösen linear über 20 Jahre aufgelöst.

Rückstellungen:

Die Bewertung der Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen erfolgt nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren unter Anwendung der Projected-Unit-Credit-Methode. Für die Abzinsung der Pensionsverpflichtungen wird der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichte durchschnittliche Marktzinssatz der vergangenen zehn Geschäftsjahre bei einer angenommenen Restlaufzeit von 15 Jahren zugrunde gelegt (prognostizierter Dezemberwert 2023). Der verwendete Rechnungszins für die Abzinsung der Pensionsverpflichtungen zum 31. Dezember 2023 beläuft sich auf 1,83 % p. a. (VJ: 1,78 % p. a.). Weiterhin sind ein Gehaltstrend von 2,5 % p. a. (VJ: 2,5 % p. a.) und eine Rentendynamik von 2,3 % p. a. (VJ: 2,3 % p. a.) bzw. eine individuell zugesagte Garantieanpassung berücksichtigt. Den versicherungsmathematischen Rückstellungsberechnungen liegen als Rechnungsgrundlagen die „Richttafeln 2018 G“ der Heubeck-Richttafeln-GmbH zugrunde. Als Bewertungsendalter werden grundsätzlich die frühestmöglichen Altersgrenzen in der gesetzlichen Rentenversicherung (RV) unter Berücksichtigung der Regelungen des RV-Altersgrenzenanpassungsgesetzes vom 20. April 2007 herangezogen. Des Weiteren werden Fluktuationsabschläge angesetzt. Effekte aus der Zinssatzänderung bei der Rückstellungsbewertung werden im Finanzergebnis ausgewiesen.

Die Berechnung der Jubiläumsverpflichtungen erfolgt, wie die Bewertung der Pensionsverpflichtungen, nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren unter Anwendung der Projected-Unit-Credit-Methode. Für Jubiläums- und Treueurlaubsverpflichtungen sowie für Sterbegeldverpflichtungen wird der von der Deutschen Bundesbank veröffentlichte durchschnittliche Marktzinssatz der vergangenen sieben Geschäftsjahre von 1,75 % p. a. (VJ: 1,44 % p. a.) bei einer angenommenen Restlaufzeit von 15 Jahren herangezogen. Ferner ist wie im Vorjahr ein Gehaltstrend von 2,5 % p. a. berücksichtigt. Den versicherungsmathematischen Rückstellungsberechnungen liegen als Rechnungsgrundlagen die „Richttafeln 2018 G“ der Heubeck-Richttafeln-GmbH zugrunde.

Für Altersteilzeitverpflichtungen wird von einer Duration von einem Jahr ausgegangen und ein Rechnungszins für die Abzinsung von 1,04 % p. a. (VJ: 0,51 % p. a.) verwendet. Ferner ist, wie bei den Pensionsverpflichtungen und unverändert zum Vorjahr, ein Gehaltstrend von 2,5 % p. a. berücksichtigt. Den versicherungsmathematischen Rückstellungsberechnungen liegen als Rechnungsgrundlagen die „Richttafeln 2018 G“ der Heubeck-Richttafeln-GmbH zugrunde. Erstattungen nach § 4 Altersteilzeitgesetz werden berücksichtigt, wenn der Erstattungsanspruch genehmigt wurde bzw. wenn der Arbeitsplatz wieder i. S. d. Gesetzes besetzt wurde.

Sonstige Rückstellungen werden für ungewisse Verbindlichkeiten auf Basis der erkennbaren Risiken gebildet. Der Ansatz erfolgt in Höhe des nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrags unter Berücksichtigung erwarteter Kostensteigerungen. Rückstellungen mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr werden mit dem ihrer Restlaufzeit entsprechenden durchschnittlichen Marktzins der vergangenen sieben Jahre abgezinst (Stand: November 2023).

Verbindlichkeiten:

Verbindlichkeiten sind zu Erfüllungsbeträgen bewertet.

Passive Rechnungsabgrenzungsposten:

Passive Rechnungsabgrenzungsposten werden mit den Zahlungsbeträgen angesetzt und entsprechend der jeweiligen Laufzeit aufgelöst.

Latente Steuern:

Aufgrund des mit der TKG bestehenden Gewinnabführungsvertrags sind latente Steuern nicht bei der TTG bilanziert.

Währungsumrechnung:

Forderungen und Verbindlichkeiten in Fremdwährungen sind mit dem zum Zeitpunkt des Geschäftsvorfalls gültigen Brief- bzw. Geldkurs umgerechnet. Für die Folgebewertung erfolgt eine Umrechnung zum Devisenkassamittelkurs zum Abschlussstichtag. Gewinne, die sich bei der Umrechnung von Forderungen und Verbindlichkeiten mit Restlaufzeiten von mehr als einem Jahr am Abschlussstichtag ergeben, wurden nicht realisiert.

3. Erläuterungen zur Bilanz

(1) Anlagevermögen

Die Aufgliederung der in der Bilanz zusammengefassten Anlagepositionen und ihre Entwicklung im betrachteten Geschäftsjahr sind unter Angabe der Abschreibungen des Geschäftsjahres in einer gesonderten Aufstellung „Entwicklung des Anlagevermögens“ (Anlage zum Anhang) dargestellt.

Der Gesamtbetrag der Forschungs- und Entwicklungskosten des Geschäftsjahres belief sich auf 12,1 Mio. € (VJ: 3,6 Mio. €). Der auf die selbst geschaffenen immateriellen Vermögensgegenstände des Anlagevermögens entfallende Betrag betrug 0,9 Mio. € (VJ: 0,2 Mio. €).

Die TTG war mit 6,25 % (VJ: 6,25 %) an der TSCNET Services GmbH mit Sitz in München beteiligt. Der Beteiligungswert betrug 0,4 Mio. € (VJ: 0,4 Mio. €). Der Gesellschaftszweck besteht im Wesentlichen in der Erbringung von technischen Unterstützungsdienstleistungen im Bereich der elektrischen Übertragungssystemsicherheits- und Kapazitätsberechnung.

Des Weiteren hielt die TTG 4,0 % (VJ: 4,0 %) der Gesellschaftsanteile an der Auktionsservicegesellschaft Joint Allocation Office S.A. (JAO) mit Sitz in Luxemburg. Der Beteiligungsbuchwert betrug 0,1 Mio. € (VJ: 0,1 Mio. €). Aufgabe der Gesellschaft ist es, ein koordiniertes grenzüberschreitendes Engpassmanagement in der jeweiligen Region zu gewährleisten.

Die TTG besaß darüber hinaus eine Beteiligung i. H. v. 50,0 % an der Flexcess GmbH, Bayreuth. Der Beteiligungsbuchwert betrug 0,5 Mio. € (VJ: 0,5 Mio. €). Gegenstand des Unternehmens ist das Halten und das Management von Beteiligungen an Unternehmen sowie die Unterstützung von Betreibern von Übertragungsnetzen bei der Erfüllung ihrer Aufgaben.

(2) Vorräte

Die Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe bestanden im Wesentlichen aus Ölbeständen in den Netzreserve- und systemrelevanten Gaskraftwerken.

(3) Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

In den sonstigen Vermögensgegenständen werden regulatorische Ansprüche gem. § 21b EnWG in Höhe von 1.136,7 Mio. € (VJ: 1.148,5 Mio. €) ausgewiesen, die im Zeitraum von 2024 bis 2027 vereinnahmt werden.

(4) Guthaben bei Kreditinstituten

Die Guthaben bei Kreditinstituten beliefen sich auf 380,7 Mio. € (VJ: 1.413,3 Mio. €) und umfassten fast ausschließlich die jederzeit verfügbaren Bestände auf dem EEG- und KWKG-Bankkonto sowie dem Abschöpfungskonto.

(5) Aktive Rechnungsabgrenzungsposten

Die aktiven Rechnungsabgrenzungsposten i. H. v. 3,9 Mio. € (VJ: 4,1 Mio. €) entfielen im Wesentlichen auf Baukostenzuschüsse für die Mitbenutzung von Betriebsanlagen fremder Energieversorgungsunternehmen sowie Vorauszahlungen für IT-Aufwendungen.

(6) Aktiver Unterschiedsbetrag aus der Vermögensverrechnung

Der aktive Unterschiedsbetrag aus der Vermögensverrechnung i. H. v. 0,1 Mio. € (VJ: 0,0 Mio. €) resultiert aus der Verrechnung von Rückstellungen für Altersteilzeitverpflichtungen von 1,4 Mio. € (VJ: 1,4 Mio. €) mit dem korrespondierenden Sicherungsvermögen von 1,5 Mio. € (VJ: 1,3 Mio. €).

(7) Eigenkapital

Das gezeichnete Kapital der TTG betrug 72,6 Mio. € (VJ: 72,6 Mio. €).

Die Kapitalrücklage betrug zum 31. Dezember 2023 unverändert zum Vorjahr 7.387,6 Mio. €.

Die Gewinnrücklagen betrafen ausschließlich andere Gewinnrücklagen.

Im Einklang mit § 253 Abs. 1 Satz 4 HGB bewertet die TTG ihr Planvermögen mit dem beizulegenden Zeitwert. In diesem Zusammenhang ergaben sich nicht realisierte Gewinne i. H. v. 18,4 Mio. € (VJ: 9,5 Mio. €). Zusätzlich wurden selbst geschaffene immaterielle Vermögensgegenstände des Anlagevermögens in der Bilanz i. H. v. 2,0 Mio. € (VJ: 1,1 Mio. €) ausgewiesen. Die sich hieraus ergebende Ausschüttungs- bzw. Ergebnisabführungssperre nach § 268 Abs. 8 HGB i. H. v. 20,4 Mio. € (VJ: 10,6 Mio. €) kam aufgrund der frei verfügbaren Rücklagen nicht zur Anwendung.

(8) Ertragszuschüsse

Die von Dritten erhaltenen Ertragszuschüsse betrugen zum 31. Dezember 2023 141,6 Mio. € (VJ: 120,0 Mio. €). Die erfolgswirksame Auflösung der Ertragszuschüsse betrug 4,8 Mio. € (VJ: 4,5 Mio. €).

(9) Rückstellungen

Die Pensionsrückstellungen 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.

Die Verpflichtungen aus Pensionszusagen sind teilweise durch treuhänderisch verwaltetes Vermögen in Form zweier Contractual Trust Arrangements (CTA) besichert. Dieses Vermögen dient ausschließlich der Erfüllung der Pensionsverpflichtungen und ist dem Zugriff der übrigen Gläubiger entzogen und somit gemäß § 246 Abs. 2 Satz 2 HGB mit den zugrunde liegenden Verpflichtungen zu verrechnen. Der in der nachstehenden Tabelle genannte beizulegende Zeitwert des Deckungsvermögens wurde durch die beauftragte Verwaltungsgesellschaft (Helaba) unter Zuhilfenahme von Börsenkursen zum Abschlussstichtag abgeleitet.

Der Posten Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen setzte sich wie folgt zusammen:

Die Anschaffungskosten der beiden vom Helaba Pension Trust e.V. verwalteten Planvermögen (CTA I und II) beliefen sich auf 78,4 Mio. € (VJ: 83,3 Mio. €). Die Rückdeckungsquote der gesamten Pensionsverpflichtungen der Gesellschaft belief sich auf 23,7 % (VJ: 24,1 %).

Der Unterschiedsbetrag gemäß § 253 Abs. 6 HGB beträgt 6,9 Mio. € (VJ: 28,3 Mio. €).

Die sonstigen Rückstellungen gliedern sich wie folgt:

Die Rückstellungen für noch nicht berechnete Lieferungen und Leistungen entfielen i. H. v. 2.206,2 Mio. € (VJ: 5.191,4 Mio. €) auf Rückstellungen im Zusammenhang mit der Abwicklung von Umlagen und Bilanzkreisen. Die Rückstellungen für Rückzahlungsverpflichtungen im Zusammenhang mit der Regulierung enthalten i. H. v. 41,5 Mio. € Umlagesachverhalte.

(10) Verbindlichkeiten

Die TTG ist in das Cash-Pooling des TenneT-Konzerns einbezogen.

Die Verbindlichkeiten aus der Gewinnabführung wurden wie im Vorjahr mit einem an die TKG gewährten Darlehen aufgerechnet. Der verbleibende Saldo zum 31. Dezember 2023 wird unter den Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen ausgewiesen.

(11) Passive Rechnungsabgrenzungsposten

Die passiven Rechnungsabgrenzungsposten i. H. v. 29,3 Mio. € (VJ: 31,9 Mio. €) zum 31. Dezember 2023 bestanden im Wesentlichen aus vereinnahmten Netzentgelten für den Bau von mitzuführenden 110-kV-Anlagen (28,1 Mio. €; VJ: 23,7 Mio. €) sowie Einnahmen aus Auktionserlösen für den Monat Januar 2024 (1,1 Mio. €).

(12) Haftungsverhältnisse, sonstige finanzielle Verpflichtungen und Eventualverbindlichkeiten

Die sonstigen finanziellen Verpflichtungen i. H. v. 9.562,7 Mio. € (VJ: 7.140,5 Mio. €) umfassen das Bestellobligo aus Investitionen und Instandhaltungen, über Ausschreibungsverfahren bereits kontrahierte Verpflichtungen für Netzverluste und Systemdienstleistungen sowie Verpflichtungen aus Miet- und Leasingverträgen. In dem Anstieg schlägt sich insbesondere das gestiegene Investitionsvolumen aus dem fortschreitenden Netzausbau nieder.

Am Bilanzstichtag bestanden ausschließlich für verbundene Unternehmen Patronatserklärungen und Bürgschaften gegenüber Dritten i. H. v. 665,0 Mio. € (VJ: 773,1 Mio. €). Begünstigt wurden folgende Gesellschaften:

Das Risiko der Inanspruchnahme aus den Patronatserklärungen wird aufgrund der Konzernfinanzierung der begünstigten Gesellschaften und der Tatsache, dass der Eigentümer der Konzernmutter TenneT Holding B.V., Arnheim, Niederlande, (TH) der niederländische Staat ist, als sehr gering eingeschätzt.

Gemäß § 17e EnWG ist die TTG als anbindungsverpflichteter ÜNB verpflichtet, Offshore-Windparks im Falle von Störung, Wartung oder Verzögerung der Anbindung für die entgangene Einspeisevergütung zu entschädigen. In Abhängigkeit vom Verschuldensgrad des ÜNB kann im Falle von Störung oder Verzögerung der Netzanbindung ein Eigenanteil beim ÜNB verbleiben, der nicht im Wege der horizontalen oder vertikalen Wälzung weitergereicht werden kann. Die sich aus dieser gesetzlichen Regelung ergebende Haftung i. H. v. maximal 110 Mio. € pro Jahr im Falle von Fahrlässigkeit wurden durch Haftungsausgleichsvereinbarungen (sog. „Liability Balancing Agreements“) vertraglich auf die jeweiligen Offshore-Projektgesellschaften der TenneT-Deutschland-Gruppe weitergereicht. Zum 31. Dezember 2023 war keine Risikovorsorge für etwaige Entschädigungen notwendig.

4. Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

(13) Umsatzerlöse

Die Erlöse aus Strompreisbremse umfassen im Wesentlichen Zahlungen der Bundesrepublik Deutschland an die TTG zur Finanzierung der für das Kalenderjahr 2023 eingeführten Strompreisbremse an die Letztverbraucher.

Insgesamt enthielten die Umsatzerlöse aperiodische Umsätze i. H. v. -19,7 Mio. € (VJ: 238,9 Mio. €). Sie betrafen netzwirtschaftliche Erlöse (68,5 Mio. €; VJ: 140,1 Mio. €), Umlagen und Bilanzkreise (-79,5 Mio. €; VJ: 142,0 Mio. €) und sonstige Umsatzerlöse (-8,7 Mio. €; VJ: 1,7 Mio. €). Den Erlösen aus der Abwicklung der Umlagen stehen Aufwendungen in gleicher Höhe gegenüber.

Die Umsätze der TTG entfielen nahezu ausschließlich auf das Inland.

(14) Andere aktivierte Eigenleistungen

Die anderen aktivierten Eigenleistungen betrugen 295,6 Mio. € (VJ: 229,6 Mio. €).

(15) Sonstige betriebliche Erträge

Die sonstigen betrieblichen Erträge umfassten periodenfremde Sachverhalte i. H. v. 67,2 Mio. € (VJ: 61,5 Mio. €), hauptsächlich aufgrund von Erträgen aus Rückstellungsauflösungen. Im Geschäftsjahr gab es wie im Vorjahr keine wesentlichen Erträge aus der Währungsumrechnung.

(16) Materialaufwand

Der Materialaufwand enthielt periodenfremde Sachverhalte i. H. v. 87,5 Mio. € (VJ: 270,8 Mio. €). Sie betrafen Umlagen und Bilanzkreise (-92,8 Mio. €; VJ: 221,3 Mio. €), Redispatch (191,9 Mio. €; VJ: 57,1 Mio. €) und übrige Sachverhalte (-11,6 Mio. €; VJ: 53,5 Mio. €).

(17) Personalaufwand

Der Personalaufwand enthielt periodenfremde Sachverhalte i. H. v. 0,0 Mio. € (VJ: 0,5 Mio. €).

Anzahl der Mitarbeiter im Jahresdurchschnitt:

Darüber hinaus beschäftigte die Gesellschaft durchschnittlich 294 (VJ: 256) Auszubildende und Praktikanten.

(18) Sonstige betriebliche Aufwendungen

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen enthielten periodenfremde Sachverhalte i. H. v. 5,8 Mio. € (VJ: 15,6 Mio. €) und betrafen im Wesentlichen Verluste aus dem Abgang von Sachanlagevermögen. Im Geschäftsjahr gab es wie im Vorjahr keine wesentlichen Aufwendungen aus der Währungsumrechnung.

(19) Finanzergebnis

Das Finanzergebnis enthielt wie im Vorjahr keine periodenfremden Erträge. Der periodenfremde Aufwand belief sich auf 4,8 Mio. € (VJ: 0,9 Mio. €).

Unterjährig wurden 2,0 Mio. € Aufwendungen aus der Aufzinsung der Altersversorgungsverpflichtungen (VJ: 0,0 Mio. €) mit 5,3 Mio. € Erträgen aus dem Deckungsvermögen (VJ: 0,0 Mio. €) verrechnet.

In den sonstigen Zinsen und ähnlichen Erträgen sind im Wesentlichen Zinserträge auf Bankguthaben enthalten, die Umlagesacherhalte (EEG, KWK-G, ASK) betreffen (106,8 Mio. €; VJ: 16,9 Mio. €).

In den Zinsen und ähnlichen Aufwendungen sind i. H. v. 4,8 Mio. € (VJ: 17,8 Mio. €) Aufwendungen für Umlagesachverhalte (ONU, EEG) enthalten.

(20) Aufgrund eines Gewinnabführungsvertrags abgeführter Gewinn

Aufgrund des am 29. Juni 2010 abgeschlossenen Gewinnabführungsvertrags wurde der sonst im Geschäftsjahr 2023 entstandene Gewinn i. H. v. 689,9 Mio. € (VJ: 744,9 Mio. €) vollständig an die TKG abgeführt.

5. Angaben gemäß § 6b EnWG

Grundsätzliches

Die Gesellschaft ist als ÜNB ein Energieversorgungsunternehmen im Sinne des § 3 Nr. 18 EnWG. Sie unterliegt demzufolge den rechnungslegungsbezogenen Vorgaben des § 6b Abs. 1 und Abs. 2 EnWG.

Die Tätigkeit der TTG ist nahezu ausschließlich dem Tätigkeitsbereich „Elektrizitätsübertragung" zuzuordnen. Aus diesem Grund entspricht der nach § 6b Abs. 3 EnWG zu erstellende Tätigkeitsabschluss dem Jahresabschluss der Gesellschaft.

Angaben nach § 6b Abs. 2 EnWG

Im Geschäftsjahr 2023 bestanden folgende Geschäfte größeren Umfangs mit verbundenen und assoziierten Unternehmen gemäß § 6b Abs. 2 EnWG, welche nicht lediglich von untergeordneter Bedeutung sind:

Die Gesellschaft ist - seit Oktober 2016 mit Ausnahme der EEG-Bankkonten - in das Cash-Pooling des TenneT-Konzerns einbezogen. Hieraus bestanden zum 31. Dezember 2023 Verbindlichkeiten gegenüber der TKG i. H. v. 2.799,0 Mio. € (VJ: 628,8 Mio. €). Im Geschäftsjahr fielen Zinsaufwendungen i. H. v. 19,6 Mio. € (VJ: 8,4 Mio. €) an.

Aus der Gewinnabführung für das Geschäftsjahr 2022 entstanden darüber hinaus Zinsaufwendungen i. H. v. 0,7 Mio. € (VJ: Zinserträge aus der Verlustübernahme i. H. v. 1,7 Mio. €).

Die TKG erbringt für die TTG Dienstleistungen vor allem im kaufmännischen und juristischen Bereich. Im Geschäftsjahr 2023 beliefen sich die Vergütungen für diese Dienstleistungen auf 17,1 Mio. € (VJ: 14,8 Mio. €). Des Weiteren verrechnete die TKG für Gebäude an den Standorten Bayreuth und Lehrte Mietzinsen i. H. v. 6,9 Mio. € (VJ: 5,7 Mio. €) und Versicherungsprämien i. H. v. 3,0 Mio. € (VJ: 4,7 Mio. €) an die TTG. Im Gegenzug erbrachte die TTG für die TKG insbesondere kaufmännische und IT-Dienstleistungen und empfing dafür eine Vergütung i. H. v. 3,8 Mio. € (VJ: 4,2 Mio. €).

Weiterhin erbrachte die TTG Dienstleistungen gegenüber der TOBW, der TenneT Offshore 2. Beteiligungsgesellschaft mbH, der TON6, der TenneT Offshore 8. Beteiligungsgesellschaft mbH, der TenneT Offshore DolWin3 Beteiligungs GmbH, der TenneT Offshore DolWin3 GmbH & Co. KG (DOL3), der TOG und der NOKA insbesondere im operativen technischen, kaufmännischen und juristischen Bereich. Dafür empfing die Gesellschaft eine Vergütung i. H. v. 237,2 Mio. € (VJ: 324,4 Mio. €).

Die TTG beauftragte im Geschäftsjahr 2023 die TOG mit der Errichtung, Wartung und Instandhaltung von Offshore-Netzanbindungssystemen sowie mit der Schadensbeseitigung an derartigen Anlagen. Darüber hinaus unterhielt die TTG einen Pachtvertrag mit der oben genannten Gesellschaft. Im Geschäftsjahr wurden der TTG insgesamt folgende Beträge aus Geschäftsbesorgungs- und Pachtverträgen belastet:

Weiterhin pachtete die TTG von der NOKA den südlichen Teil einer Seekabelverbindung zwischen Deutschland und Norwegen. Die NOKA verrechnete dafür der TTG im Geschäftsjahr ein Entgelt i. H. v. 85,2 Mio. € (VJ: 80,6 Mio. €).

Darüber hinaus verrechneten die TON6, die DOL3 und die TOBW als eigenständige Betreiber von Übertragungsnetzen Kosten zur Errichtung und zum Betrieb von Offshore-Netzanbindungen an die TTG:

Hiermit kamen sie ihrer Verpflichtung zur finanziellen Verrechnung der Offshore-Kosten i. S. v. § 17d Abs. 1 Satz 1 EnWG nach.

Im Geschäftsjahr berechnete die TTG der TE insbesondere für die Erbringung von unternehmerischen Dienstleistungen eine Vergütung i. H. v. 29,9 Mio. € (VJ: 38,5 Mio. €). Im Gegenzug verrechnete die TE an die TTG Dienstleistungen i. H. v. 56,2 Mio. € (VJ: 58,6 Mio. €).

6. Sonstige Angaben

Organe der Gesellschaft

Aufsichtsrat der TTG

Zum Geschäftsjahresende setzt sich der Aufsichtsrat aus zwölf Mitgliedern zusammen. Davon wurden sechs in der Gesellschafterversammlung und sechs von den Arbeitnehmern der Gesellschaft und der mit ihr verbundenen Unternehmen gemäß den Bestimmungen des Mitbestimmungsgesetzes gewählt.

Manon van Beek, Naarden, Niederlande

Chair Executive Board TH / Geschäftsführerin der TenneT Verwaltungs GmbH

Vorsitzende des Aufsichtsrats

Uwe Boll, Bayreuth

Freigestellter stellvertretender Betriebsratsvorsitzender der TTG

Stellvertretender Vorsitzender des Aufsichtsrats

Eelco de Boer, Wageningen-Hoog, Niederlande

ehemaliges Mitglied des Executive Boards und CFO der TH (bis 31. Juli 2013); Geschäftsführender Gesellschafter der Eelco de Boer Beheer B.V., Wageningen, Niederlande

Martin Fuchs, Kirchheim

ehemaliges Mitglied des Executive Boards der TH (bis 30. Juni 2014) / ehemaliger Vorsitzender der Geschäftsführung der TTG (bis 30. Juni 2014)

Laetitia Griffith, Amsterdam, Niederlande

Aufsichtsratsmitglied der TH; ehemalige Staatsrätin in der Beratungsabteilung des niederländischen Staatsrats

Jan Grüneberg, Hannover (bis 28. April 2023)

Gewerkschaftssekretär bei der Industriegewerkschaft Bergbau, Chemie, Energie (IG BCE)

Regina Karsch (gerichtlich bestellt, bis 28. April 2023)

Vorstandssekretärin bei der Gewerkschaft ver.di

Michael Linnartz, Pattensen (ab 28. April 2023)

Bezirksleiter bei der Industriegewerkschaft Bergbau, Chemie, Energie (IG BCE)

Anja Katthöfer, Berlin (ab 28. April 2023)

Gewerkschaftssekretärin bei der Gewerkschaft ver.di

Holger Drafz, Wedemark (gerichtlich bestellt bis 28. April 2023, ab 28. April 2023 von den Arbeitnehmern der Gesellschaft und der mit ihr verbundenen Unternehmen gemäß den Bestimmungen des Mitbestimmungsgesetzes gewählt)

Vertreter der Leitenden Angestellten im Aufsichtsrat; Leitender Angestellter, TTG

Michael Kunter, Burgdorf-Schillerslage

Freigestellter Betriebsratsvorsitzender der TTG

Thomas Marquardt, Creußen

Freigestellter Betriebsrat TTG

Aad Veenman, Laren, Niederlande

ehemaliger Vorsitzender des Aufsichtsrats der TH (bis 31. Mai 2018); ehemaliger Präsident der N.V. Nederlandse Spoorwegen, Utrecht, Niederlande

Reinier Zwitserloot, Konstanz

ehemaliges Aufsichtsratsmitglied der TH (bis 23. November 2020); ehemaliger CEO der Wintershall AG, Kassel

Geschäftsführung der TTG

Maarten Abbenhuis, Sint-Michielsgestel, Niederlande

Mitglied des Executive Boards der TH

Tim Meyerjürgens, Bad Zwischenahn

Mitglied des Executive Boards der TH / Geschäftsführer der TenneT Verwaltungs GmbH

Dr. Arina Freitag, Stuttgart

Mitglied des Executive Boards der TH

Aufwendungen für Organmitglieder

Die Gesamtbezüge der Mitglieder des Aufsichtsrates betrugen für das Geschäftsjahr 2023 165 T€ (VJ: 165 T€).

An die Geschäftsführung wurden keine Kredite oder Bezüge gewährt. Die Geschäftsführer sind nicht bei der TTG angestellt und erhielten daher im Berichtszeitraum keine Bezüge von der Gesellschaft.

Honorar des Abschlussprüfers

Das für das Geschäftsjahr 2023 vom Abschlussprüfer berechnete Gesamthonorar wird im Konzernabschluss der TH veröffentlicht.

Konzernabschluss

Die TTG wird in den befreienden Konzernabschluss der TH (Kamer van Koophandel Registernummer 09083317) einbezogen. Die TH ist das Mutterunternehmen, das den Konzernabschluss und den Konzernlagebericht für den größten und kleinsten Kreis von Unternehmen aufstellt. Konzernabschluss und Konzernlagebericht der TH werden bei der Niederländischen Handelskammer (Kamer van Koophandel) elektronisch eingereicht und dort bekannt gemacht. Die TH stellt den Konzernabschluss nach internationalen Rechnungslegungsvorschriften auf, wie sie von der Europäischen Kommission für die Anwendung in der Europäischen Union übernommen wurden (IFRS). Der Konzernabschluss, der Konzernlagebericht und der Bestätigungsvermerk der TH werden beim Unternehmensregister eingereicht und dort veröffentlicht.

Entwicklung des Anlagevermögens

TenneT TSO GmbH, Bayreuth

- in Mio € -

BESTÄTIGUNGSVERMERK DES UNABHÄNGIGEN ABSCHLUSSPRÜFERS

An die TenneT TSO GmbH, Bayreuth

VERMERK ÜBER DIE PRÜFUNG DES JAHRESABSCHLUSSES UND DES LAGEBERICHTS

Prüfungsurteile

Wir haben den Jahresabschluss der TenneT TSO GmbH, Bayreuth, - 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 TenneT TSO GmbH, Bayreuth, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2023 geprüft. Die im Abschnitt „6. Erklärung zur Unternehmensführung“ des Lageberichts 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 im Abschnitt „6. Erklärung zur Unternehmensführung“ des Lageberichts enthaltene Erklärung zur Unternehmensführung nach § 289f Abs. 4 HGB (Angaben zur Frauenquote).

Unsere Prüfungsurteile zum Jahresabschluss und zum 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 oben genannten 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 im 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 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. Darüber hinaus haben wir den Tätigkeitsabschluss für die Tätigkeit Elektrizitätsübertragung nach § 6b Abs. 3 Satz 1 EnWG - bestehend aus der Bilanz zum 31. Dezember 2023 des Jahresabschlusses, die gleichzeitig die Bilanz des Tätigkeitsabschlusses darstellt, und der Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2023 des Jahresabschlusses, die gleichzeitig die Gewinn- und Verlustrechnung des Tätigkeitsabschlusses darstellt - geprüft.

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 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 die Anforderungen der IDW Qualitätsmanagementstandards 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.

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.

Der Aufsichtsrat ist verantwortlich für die Überwachung der Einhaltung der Rechnungslegungspflichten der Gesellschaft 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 des Tätigkeitsabschlusses entspricht der im Abschnitt „Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts“ hinsichtlich des Jahresabschlusses beschriebenen Verantwortung.

Der Jahresabschluss wurde am 11. April 2024 festgestellt.

Bericht des Aufsichtsrats für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2023

der TenneT TSO GmbH

Aufsichtsratstätigkeit im Geschäftsjahr 2023

Im Geschäftsjahr 2023 hat der Aufsichtsrat seine Kontroll- und Beratungsaufgaben sorgfältig wahrgenommen.

Der Aufsichtsrat wurde im Berichtszeitraum von der Geschäftsführung laufend über die Lage des Unternehmens, die einzelnen Geschäftsbereiche sowie über die wichtigsten geschäftlichen Fragen und Entwicklungen informiert. Er überwachte die Geschäftsführung und unterstützte sie beratend. Alle Maßnahmen, die der Zustimmung des Aufsichtsrats bedürfen, wurden mit der Geschäftsführung eingehend erörtert und geprüft; die Finanz-, Investitions-, Instandhaltungs- und Personalplanung wurde ausführlich diskutiert. Die Vorsitzende des Aufsichtsrats stand in regelmäßigem Kontakt mit der Geschäftsführung und ließ sich kontinuierlich und umfassend über alle wesentlichen Fragen, Vorgänge und Entscheidungen sowie die sich daraus ergebenden Chancen und Risiken für das Unternehmen unterrichten. Schriftliche Berichte wurden im Vorfeld zu jeder Sitzung an den Aufsichtsrat verteilt.

Aufsichtsratssitzungen

Es wurden 4 Aufsichtsratssitzungen im Geschäftsjahr 2023 durchgeführt.

^* TN = Teilnehmer

Zusätzlich zu den Sitzungen nahm der Aufsichtsrat an Weiterbildungen zu Target Grid, Safety und einem Update zu politischen Angelegenheiten mit Fokus Deutschland bei TenneT teil.

Veränderung in der Geschäftsführung

Im Jahr 2023 gab es keine Änderungen innerhalb der Geschäftsführung.

Zusammensetzung des Aufsichtsrats

Der paritätisch besetzte Aufsichtsrat der Gesellschaft bestand im Geschäftsjahr 2023 aus 12 Mitgliedern. Davon wurden sechs Mitglieder von der Gesellschafterin und sechs Mitglieder von den Arbeitnehmern nach den Vorschriften des Mitbestimmungsgesetzes gewählt. Die Mitglieder des Aufsichtsrats im Geschäftsjahr 2023 waren:

(IG BCE) [Mitglied des paritätisch besetzten Aufsichtsrats bis 28.04.2023]

Prüfung des Jahresabschlusses 2023

Durch Beschluss der Gesellschafter vom 28. April 2023 wurde die Deloitte GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Nürnberg, zum Abschlussprüfer für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2023 bestellt und durch den Aufsichtsrat mit der Prüfung beauftragt. Der von der Geschäftsführung vorgelegte handelsrechtliche Jahresabschluss der Gesellschaft für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2023 und der Lagebericht für dieses Geschäftsjahr wurden von der Deloitte GmbH Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Nürnberg geprüft und mit einem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen. Der Abschlussprüfer nahm auch an der Aufsichtsratssitzung teil, in der über den Jahresabschluss 2023 beraten wurde, und stand für Fragen und Erläuterungen zur Verfügung. Nach dem abschließenden Ergebnis seiner Prüfung billigte der Aufsichtsrat das Ergebnis der Abschlussprüfung sowie den von der Geschäftsführung vorgelegten Jahresabschluss für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis 31. Dezember 2023 und den Lagebericht für dieses Geschäftsjahr.

Der Aufsichtsrat dankt der Geschäftsführung, allen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern sowie den Belegschaftsvertretern für die gute, vertrauensvolle Zusammenarbeit und das im Berichtsjahr Geleistete.