natGAS Aktiengesellschaft

natGAS Aktiengesellschaft

Potsdam

Jahresabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2016 bis zum 31.12.2016

Bilanz zum 31. Dezember 2016

Aktiva

Gewinn- und Verlustrechnung für die Zeit vom 1. Januar bis 31. Dezember 2016

Anhang 2016

Einleitung

Die Gesellschaft hat Ihren Sitz in Potsdam und ist dort beim Amtsgericht im Handelsregister, Abteilung B unter Nr. 16351 P unter der Firma "natGAS Aktiengesellschaft" eingetragen. Die erste Eintragung erfolgte am 4. Mai 2000 beim Amtsgericht Charlottenburg im Handelsregister, Abteilung B unter Nr. 75129.

Der Jahresabschluss für das Geschäftsjahr 1. Januar bis zum 31. Dezember 2016 wurde nach den Vorschriften des Handelsgesetzbuches (HGB) insbesondere gemäß §§ 242 ff. und §§ 264a ff. HGB und nach den Rechnungslegungsvorschriften des Aktiengesetzes erstellt. Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren erstellt.

Im Jahresabschluss zum 31. Dezember 2016 wendet die Gesellschaft erstmals die durch das Bilanzrichtlinie-Umsetzungsgesetz (BilRUG) geänderten handelsrechtlichen Vorschriften an.

Die Gesellschaft ist eine große Kapitalgesellschaft.

I. Bilanzierungs- und Bewertungsgrundsätze

Im Jahresabschluss sind sämtliche Vermögensgegenstände, Schulden, Rechnungsabgrenzungsposten, Sonderposten, Aufwendungen und Erträge enthalten, soweit gesetzlich nichts anderes bestimmt ist. Die Posten der Aktivseite sind nicht mit Posten der Passivseite, Aufwendungen nicht mit Erträgen verrechnet worden, soweit dies nach den Vorschriften des § 246 HGB nicht ausdrücklich gefordert wird.

Die Wertansätze der Eröffnungsbilanz des Geschäftsjahres stimmen mit denen der Schlussbilanz des vorangegangenen Geschäftsjahres überein. Bei der Bewertung wurde von der Fortführung des Unternehmens ausgegangen. Die Vermögensgegenstände und Schulden wurden einzeln bewertet.

Es ist vorsichtig bewertet worden, namentlich sind alle vorhersehbaren Risiken und Verluste, die bis zum Abschlussstichtag entstanden sind, berücksichtigt worden, selbst wenn diese erst zwischen Abschlussstichtag und der Aufstellung des Jahresabschlusses bekannt geworden sind. Gewinne sind, soweit dies gesetzlich nicht ausdrücklich gefordert wird, nur berücksichtigt worden, wenn sie bis zum Abschlussstichtag realisiert wurden. Aufwendungen und Erträge des Geschäftsjahres sind unabhängig vom Zeitpunkt der Zahlung berücksichtigt worden.

Immaterielle Vermögensgegenstände und Sachanlagen sind zu Anschaffungskosten bewertet und werden linear über die erwartete Nutzungsdauer von 1 bis zu 10 Jahren abgeschrieben. Geringwertige Wirtschaftsgüter werden im Jahr des Zugangs voll abgeschrieben und als Abgang behandelt. Wirtschaftsgüter im Sinne von § 6 Abs. 2a EStG werden zu einem Sammelposten zusammengefasst. Dieser Sammelposten wird über fünf Jahre linear abgeschrieben.

Die Forderungen und sonstigen Vermögensgegenstände werden grundsätzlich zum Nominalwert angesetzt. Erkennbaren Risiken wurde durch Abschreibungen oder Bildung von Einzelwertberichtigungen Rechnung getragen.

Die liquiden Mittel werden zum Nominalwert angesetzt.

Aktive Rechnungsabgrenzungsposten betreffen Ausgaben, die auf künftige Geschäftsjahre entfallen.

Die Rückstellungen sind in Höhe des nach vernünftiger kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrages angesetzt, wozu teilweise auf Schätzungen zurückgegriffen werden musste. Bei Verpflichtungen mit einer Restlaufzeit von mehr als einem Jahr wird der Erfüllungsbetrag fristadäquat abgezinst.

Die Personalrückstellungen fußen auf Daten aus der Personalbuchhaltung und Informationen der Geschäftsführung. Die Rückstellungen für Eingangsrechnungen werden im Wesentlichen auf Basis der gelieferten Energiemengen und der derzeit bekannten Durchleitungsgebühren der Netzbetreiber gebildet, wobei Erfahrungswerte der Vergangenheit und die Lastprofile der Kunden berücksichtigt werden.

Die Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften sind in Übereinstimmung mit IDW RS ÖFA 3 auf Basis eines Vertragsportfolios gebildet worden. Dieses Vertragsportfolio wurde zum Bilanzstichtag einer Marktpreis-Bewertung zu den für den jeweiligen Erfüllungszeitpunkt geltenden Terminmarktpreisen für Strom und Gas unterzogen (sog. Mark-to-Market).

Verbindlichkeiten sind mit ihrem Erfüllungsbetrag angesetzt.

Passive Rechnungsabgrenzungsposten betreffen Einnahmen, die auf künftige Geschäftsjahre entfallen.

Fremdwährungen wurden bei Zugang zum tagesaktuellen Euro-Referenzkurs umgerechnet. Am Abschlussstichtag werden auf fremde Währung lautende Vermögensgegenstände und Verbindlichkeiten mit einer Restlaufzeit bis zu einem Jahr zum Devisenkassamittelkurs am Stichtag umgerechnet.

Latente Steuern werden nach den Grundsätzen des § 274 HGB ermittelt und angesetzt.

Die Gesellschaft nimmt die Erleichterung nach § 286 Abs. 4 HGB in Anspruch.

II. Erläuterungen zur Bilanz

1. Anlagevermögen

Die Aufgliederung der einzelnen Posten des Anlagevermögens und ihre Entwicklung zum 31. Dezember 2016 sind auf der folgenden Seite dargestellt.

Entwicklung des Anlagevermögens zum 31. Dezember 2016

2. Forderungen, sonstige Vermögensgegenstände und liquide Mittel

Die ausgewiesenen Forderungen weisen sämtlich, wie auch im Vorjahr, eine Restlaufzeit von bis zu einem Jahr aus. Von den liquiden Mitteln und Wertpapieren ist ein Betrag von Mio. EUR 43,8 (Vorjahr: Mio. EUR 44,4) als Sicherheit zugunsten von Banken für Kredit-und Avallinien hinterlegt. In den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sind zum Bilanzstichtag per Saldo keine Forderungen gegenüber verbundenen Unternehmen enthalten; es bestehen jedoch geringfügige Forderungen gegenüber Unternehmen mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht.

3. Sonstige Rückstellungen

Die Sonstigen Rückstellungen in Höhe von Mio. EUR 13,2 (Vorjahr: Mio. EUR 22,3) betreffen im Wesentlichen fehlende Eingangsrechnungen, Personalverpflichtungen sowie drohende Verluste aus schwebenden Geschäften.

4. Verbindlichkeiten

Sämtliche Verbindlichkeiten der Gesellschaft haben wie im Vorjahr eine Restlaufzeit von bis zu einem Jahr. Bei den Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen handelt es sich um eine Saldoposition, wobei die Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen sowie aus Cashpooling-Vereinbarungen gegenüber den Forderungen aus Lieferungen und Leistungen überwiegen. Die Verbindlichkeiten gegenüber Unternehmen mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht resultieren aus Lieferungen und Leistungen.

5. Herleitung des Bilanzgewinns

III. Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

1. Umsatzerlöse

Die Umsätze der Gesellschaft resultieren aus dem Verkauf von Erdgas und den damit verbundenen Dienstleistungen wie Portfolio- und Bilanzkreismanagement und Erdgas-Transport mit über 90 %. Der übrige Teil des Umsatzes ergibt sich aus dem Verkauf von Strom und den damit verbundenen Dienstleistungen. Diese Geschäfte werden ausschließlich in Europa getätigt.

Die Industriekunden im Gasgeschäft befinden sich überwiegend in Deutschland, während das Handelsgeschäft an den europäischen Handelsplätzen durchgeführt wird.

2. Sonstige betriebliche Erträge

Die sonstigen betrieblichen Erträge enthalten im Wesentlichen Erträge aus der Ausbuchung von Verbindlichkeiten.

3. Sonstige betriebliche Aufwendungen

In den Sonstigen betrieblichen Aufwendungen sind im Wesentlichen Aufwendungen für EDV-Dienstleistungen und EDV-Beratung, Informations- und Kommunikationskosten, Versicherungsbeiträge, Rechts- und Beratungskosten, KFZ-Kosten, Mieten, Werbekosten sowie Vertriebsprovisionen enthalten.

IV. Sonstige Angaben

1. Belegschaft

Die Gesellschaft beschäftigte im Jahresdurchschnitt 85 Arbeitnehmer (Vorjahr: 89) zuzüglich einem Vorstand (Vorjahr: 1) und zwei Studenten (Vorjahr: 4).

2. Sonstige finanzielle Verpflichtungen und andere nicht in der Bilanz erscheinende Geschäfte

Zum Bilanzstichtag bestehen sonstige finanzielle Verpflichtungen aus Miet- und Leasingverträgen in Höhe von Mio. EUR 1,1 (Vorjahr: Mio. EUR 0,5) sowie ein Bestellobligo in Höhe von Mio. EUR 615 (Vorjahr: Mio. EUR 685), jeweils unter Berücksichtigung von fristenkongruenten Verrechnungen, sofern Nettingvereinbarungen vorliegen.

3. Honorar des Abschlussprüfers

Im Geschäftsjahr wurden Aufwendungen für Abschlussprüfer-Honorare sowie für Prüfungsleistungen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) in Höhe von TEUR 40 erfasst.

4. Latente Steuern

Zum Stichtag bestehen aktive latente Steuern aufgrund von steuerlichen Verlustvorträgen, welche sich im Wesentlichen aus der Inanspruchnahme von steuerlich nicht anerkannten Drohverlustrückstellungen ergeben. Unter Inanspruchnahme des Wahlrechtes gemäß § 274 Abs. 1 Satz 2 HGB wurden diese nicht aktiviert.

5. Vorstand

Vorstand:

6. Aufsichtsrat

Dem Aufsichtsrat der Gesellschaft gehörten im Geschäftsjahr folgende Mitglieder an:

Die Gesamtaufwandsentschädigungen des Aufsichtsrates betrugen im Geschäftsjahr TEUR 94.

7. Aktienzahl und -gattung

Das Nennkapital der Gesellschaft betrug zum 31. Dezember 2016 EUR 3.507.500 (Vorjahr: EUR 3.507.500) und ist unterteilt in Inhaberaktien im Nennwert von je EUR 1,00.

8. Genehmigtes Kapital

Durch Beschluss der Hauptversammlung vom 12. Juni 2012 ist der Vorstand mit Zustimmung des Aufsichtsrates ermächtigt, für eine Dauer von fünf Jahren ab Eintragung, das Grundkapital der Gesellschaft durch Ausgabe neuer auf den Inhaber lautender Stückaktien gegen Bar- oder Sacheinlagen einmalig oder mehrmalig um insgesamt bis zu EUR 1.492.500 zu erhöhen.

9. Anteilsbesitz

10. Wesentliche Gesellschafter

Zum Bilanzstichtag hält die Marquard & Bahls AG, Hamburg, mehr als den vierten Teil der Aktien der Gesellschaft.

11. Angaben zu Geschäften mit nahestehenden Personen

Geschäfte mit nahestehenden Personen zu nicht marktüblichen Bedingungen wurden nicht getätigt.

12. Vorgänge von besonderer Bedeutung, die nach dem Schluss des Geschäftsjahres eingetreten sind

Keine.

Lagebericht per 31. Dezember 2016

der natGAS Aktiengesellschaft

1 Darstellung Geschäftsverlauf

1.1 Branchensituation

Erzeugung/Förderung/Verbrauch

Der Primärenergieverbrauch ist in Deutschland im Jahr 2016 im Vergleich zum Vorjahr um ca. 1,1 % gestiegen. Ursächlich waren hierfür insbesondere die leicht kältere Witterung, die positive wirtschaftliche Entwicklung, der Schaltjahreseffekt sowie ein leichter Bevölkerungszuwachs. Bereinigt um Temperatureffekte liegt der Anstieg bei 0,6 %. Zwar wurde der Verbrauchsanstieg durch weitere Verbesserungen der Energieeffizienz gedämpft, insgesamt steht der Anstieg jedoch nicht in Übereinstimmung mit den CO ₂-Reduktions- und Effizienzzielen der Bundesregierung. Beim energiebedingten CO ₂-Ausstoß konnte in diesem Jahr kein Rückgang erreicht werden; die Emissionen haben insgesamt, selbst bereinigt um Witterungseinflüsse und den Schaltjahreseffekt, um 0,3 % zugenommen.

Betrachtet man die Bruttostromerzeugung im Jahr 2016, war diese mit 648 TWh beinahe unverändert gegenüber dem Vorjahr (647 TWh). Der Anteil der erneuerbaren Energien verblieb mit 29,0 % in etwa auf dem Niveau von 2015. Der Beitrag der Kernenergie an der Stromerzeugung hingegen verringerte sich von 14,2 % auf 13,0 %. Der Steinkohle-Anteil ging preisbedingt von 18,2 % auf 17,2 % zurück; auch bei der Braunkohle war ein weiterer Rückgang von 23,9 % auf 23,1 % zu verzeichnen. Erdgas zur Stromerzeugung hingegen erlebte einen deutlichen Anstieg, von 9,6 % auf 12,4 %.

Der Erdgasverbrauch im Jahr 2016 stieg gegenüber 2015 um 9,5 % auf 930 TWh. Unterstützend wirkten hierbei die leicht kühlere Witterung, aber auch steigende Kohlepreise in Verbindung mit sinkenden Gaspreisen. Zudem begünstigte eine Angebotsverknappung durch Probleme in belgischen und französischen Kernkraftwerken und in der Folge höhere Strompreise den Einsatz von Erdgas in bestehenden Großkraftwerken mit hohem Wirkungsgrad und neuen Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen.

Gas weltweit

Die Internationale Energieagentur (IEA) hat in ihrem World Energy Outlook 2016 die Ergebnisse der Klima-Konferenz der Vereinten Nationen in Paris von Ende 2015 berücksichtigt. Der Energieträger Erdgas verliert weiter an Bedeutung: Weltweit soll die Nachfrage nach Erdgas bis 2040 nur noch um ca. 1,5 % pro Jahr wachsen. Bisherige globale Wachstumsszenarien der IEA für Erdgas von ca. 2,3 % für die nächsten 25 Jahre gelten nicht mehr. In den Szenarien wird unterstellt, dass die Politik die Umsetzung der in Paris angekündigten Maßnahmen zum Klimaschutz vorantreibt. Es wird inzwischen sogar unterstellt, dass auch im Wärme- und Industriesektor zukünftig vermehrt erneuerbare Energien zum Einsatz kommen, wodurch die Rolle von Erdgas beschränkt wird. Der begrenzte Blick auf die Prognosen für die Mitgliedstaaten der Europäischen Union (EU) unterstreicht das dürftige Wachstumspotential für Erdgas; hier wird von einer Steigerungsrate von nur 0,4 % pro Jahr ausgegangen.

Klimapolitik

Die Verabschiedung des deutschen Klimaschutzplanes 2050 im November 2016 beschränkt die Perspektive für den Einsatz fossiler Energieträger hierzulande weiter. Die Leitidee des Plans zu einer langfristigen Umstellung des Wärmemarktes auf strombasierte Systeme betont den übergeordneten Willen eines sektorenübergreifenden Einsatzes von Strom, möglichst aus erneuerbaren Quellen. Erdgas wird in diesem Plan allenfalls noch als Brückentechnologie für eine zeitlich begrenzte Stromerzeugung eingeräumt. Aber auch aus Europa kommt zunehmender Druck auf die herkömmlichen Großerzeugungsanlagen. Der politische Wille zur Wiederbelegung eines funktionierenden CO ₂-Emissionshandels auf EU-Ebene senkt zusätzlich die kurz- und mittelfristigen wirtschaftlichen Aussichten der Kohleverstromung. Die Beschlüsse der UN-Klimakonferenz in Paris untermauerten den einheitlichen politischen Willen der Industriestaaten zu diesen tiefgreifenden Transformationen. Es bleibt abzuwarten, in wieweit sich nach der Wahl des neuen US-Präsidenten Auswirkungen auf den Energiesektor ergeben und ob die von ihm angekündigte Neubewertung der bisherigen amerikanischen Umweltpolitik zu Verschiebungen bei der Priorisierung der weltweiten Klimaziele führt.

Marktdesiqn

Mit der Veröffentlichung des Weißbuchs der Bundesregierung im Sommer 2015 wurden die grundlegenden Säulen des neuen Strommarktdesigns definiert. Deutschland setzt im Kern für das Gelingen der Integration eines wachsenden Anteils an erneuerbaren Energien ausschließlich auf Marktsignale. Freie, nicht regulierte Preissignale an den Strommärkten sollen ohne ergänzenden Kapazitätsmarkt den Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage sicherstellen. Die Garantie freier Preissignale, ein kurzfristiger werdender Handel, und damit voraussichtlich auch stark zunehmende Volatilitäten bei den stündlichen und viertelstündlichen Strompreisen, sollen die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für die beabsichtigte privatwirtschaftliche Investitionstätigkeit in der Stromerzeugung bieten. Neben neuen, auktionsbasierten Subventionsmodellen zur Sicherstellung weiterer Investitionen bei den Erneuerbaren soll dies vor allem Anreize für zusätzliche Flexibilisierungsmaßnahmen bei der Erzeugung und im Verbrauch schaffen. Was vor Jahren zunächst als deutscher "Sonderweg" zur Energiewende begann, entwickelt sich inzwischen immer mehr zu einem "Referenzdesign" für den europäischen Strommarkt. Das im November 2016 von der EU-Kommission vorgestellte Winterpaket aus Strombinnenmarktverordnung und Strombinnenmarktrichtlinie stellt eine neue europäische Verordnung zum Marktdesign in Aussicht. Der Zubau der erneuerbaren Energien soll europaweit noch stärker forciert werden, was zweifelsfrei eine große Herausforderung für die Netzintegrität in Europa darstellt. Erzeuger- und nachfrageseitige Flexibilitäten müssen daher zum Zwecke der Netzstabilisierung mit preislichen Anreizen versehen werden. Diese Signale werden sich in steigenden Volatilitäten im Kurzfristhandel niederschlagen. Sollte sich diese Sichtweise durchsetzen, steht einer stärkeren Vereinheitlichung der europäischen Strommärkte und dem Abbau von Beschränkungen und nationalen Sonderwegen in Anlehnung an das deutsche "Weißbuch" nichts mehr im Wege. Das Prinzip der freien Preissignale und die viertelstündliche Bilanzierung, zusammen mit der Harmonisierung von Börsenhandelsprodukten weisen den Weg für einen europaweiten sogenannten "Energy Only Market." Diskriminierungsfreie Regeln über den Einsatz von Flexibilitäten auf dem Commodity-Strommarkt und auf den Regelleistungsmärkten sollen geschaffen werden. Netzentgelte sollen derart gestaltet werden, dass Preissignale bzw. Anreize für flexibles Erzeugungs- und Verbrauchsverhalten nicht verhindert werden. Bestehende Kapazitätsmechanismen wie sie z.B. in Frankreich, Großbritannien und Belgien in Ergänzung zum Commodity-Strommarkt existieren, sollen daher langfristig keinen Bestand haben. Die Stärkung der Regulierungskompetenz auf europäischer Ebene zu Lasten nationaler Regulierungsbehörden dürfte diese Harmonisierungsbemühungen flankieren.

Marktentwicklung

Insgesamt setzte sich der Margenverfall bei einer über die Jahre stagnierenden oder schrumpfenden Marktgröße mit vielen Marktakteuren weiter fort. Insbesondere der deutsche Markt für leitungsgebundene Energien war in den letzten Jahren durch eine sehr hohe Wettbewerbsintensität gekennzeichnet; dieser Zustand dürfte auch in den nächsten Jahren weiter anhalten. Der Strommarkt bleibt im Gegensatz zu Erdgas nachfrageseitig weitgehend stabil. Durch die politisch angestrebte Kopplung des Strommarktes mit den Märkten für Wärme und Verkehr im Zuge der Energiewende schätzt natGAS den Verbrauch trotz gestiegener Energieeffizienz für die nächsten Jahre mit grob 600 TWh als stabil ein, wenngleich einige Prognosen von signifikanten neuen Nachfrageschüben aufgrund der Sektorenkopplung ausgehen.

Wettbewerbssituation Gas

Im Gas betrug der kumulierte Marktanteil der drei absatzstärksten Anbieter auf dem für natGAS relevanten Markt der leistungsgemessenen Kunden nur noch 29 %. Gemessen an der Marktkonzentration aus den Jahren zu Beginn der Liberalisierung ist die Marktmacht der großen Akteure im Erdgas beträchtlich gesunken; die Vielfalt an kleinen Anbietern hat sich durchgesetzt. So stehen derzeit in 83 % der Netzgebiete mehr als 50 Gaslieferanten für Haushaltskunden zur Verfügung. Im bundesweiten Durchschnitt kann ein Letztverbraucher pro Netzgebiet zwischen 90 Anbietern wählen. Aber auch im Segment der leistungsgemessenen Kunden (ca. 55 % der Abnahmemenge) liegt die Anbietervielfalt inzwischen bei über 740 Gaslieferanten. Die Anzahl der Marktakteure hat damit seit Beginn der Liberalisierung erheblich zugenommen. Auch die Wechselquote verblieb entsprechend auf einem hohen Niveau. Bei den leistungsgemessenen Kunden liegt sie bezogen auf die Liefermenge bei ca. 22 % pro Jahr, wobei nur ca. 12 % der Unternehmen jährlich den Lieferanten wechseln: die Wechselwilligkeit ist bei Großabnehmern deutlich höher als bei Kleinindustrie und Gewerbe. Die wettbewerbliche Auseinandersetzung hat auf beiden Märkten, Strom und Gas, auch bedingt durch zunehmende Markttransparenz, Marktliquidität und extreme Standardisierung des Netzzuganges erheblich zugenommen.

Wettbewerbssituation Strom

Die wieder wachsende Anzahl von Marktakteuren im Stromvertrieb kennzeichnet auch in diesem Markt die hohe Wettbewerbsintensität. Konsolidierungstendenzen im klassischen Stromvertrieb sind schon länger ein Thema; allerdings öffnet sich der Markt sehr schnell für neue an die Herausforderungen und Chancen der Energiewende angepasste Dienstleistungskonzepte. Nicht ohne Grund hat damit auch die Marktmacht der größten Stromerzeuger in den letzten Jahren deutlich abgenommen. Der aggregierte Marktanteil an Erzeugungskapazitäten der vier größten Versorger betrug nur noch ca. 58 %. Im Strom stehen im bundesweiten Durchschnitt pro Netzgebiet 115 Anbieter zur Verfügung; die Wechselquote bei Haushaltskunden liegt weiterhin im Bereich von 10 % pro Jahr. Im für natGAS relevanten Kundensegment der leistungsgemessenen Kunden waren ca. 1.200 Lieferanten aktiv. Die mengenbezogene Wechselquote bei Nicht-Haushaltskunden stieg geringfügig auf 13 % und liegt damit in etwa auf demselben Niveau wie in den Vorjahren. Der aggregierte Marktanteil der vier größten Unternehmen am bundesweiten Markt der leistungsgemessenen Kunden ist mit nur noch 31 % weiter gesunken. Die zukünftigen Stilllegungen der noch betriebenen Atomkraftwerke bis 2022 und die sukzessive Herausnahme insbesondere der Braunkohlekraftwerke werden zu einer weiteren Veränderung der Marktstrukturen zugunsten eines noch intensiveren Wettbewerbs führen. Der stetige Anstieg der erneuerbaren Energien mit dezentraler Erzeugung wird die abnehmende Marktkonzentration weiter begünstigen. Große, zentralisierte, grundlastorientierte Erzeugungsanlagen werden zunehmend obsolet.

1.2 Geschäftsverlauf und Lage der Gesellschaft

1.2.1 Geschäftsmodell

Die Gesellschaft entwickelt sich weiter konsequent vom reinen Energieversorger zum unabhängigen Energielösungsanbieter und -dienstleister in Deutschland und Europa. Rund um den Verkauf von Gas und Strom bietet die Gesellschaft ihren Kunden maßgeschneiderte Lösungen und entsprechende Dienstleistungen zur Optimierung der Energiekosten. Neben der Weiterführung des Gasvertriebs und dem weiteren Ausbau der Vertriebstätigkeit im Strom prägt der Dienstleistungsaspekt das Geschäftsmodell. Als zukünftige Ertragsquelle setzt das Unternehmen auf die Querverbundoptimierung der kundenseitigen Energieträger, unter Ausnutzung der Wechselwirkungen im Strom- und Gasportfolio (sog. Cross-Commodity-Management mit einem Optimierungsmodell als "virtuellem Kraftwerk"). Dank der zusätzlichen Berücksichtigung anlagenseitiger Flexibilitäten beim industriellen Energieverbraucher kann dieses Optimierungsmodell um die Komponente "Demand-Side-Management" erweitert werden. Das Unternehmen setzt Optimierungsmethoden bereits erfolgreich für unsere Dienstleistungskunden aus der Landwirtschaft ein. Hierbei wird über Fernwirktechnik die Energieerzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien, speziell aus Biogas, preisoptimiert gesteuert - zum Nutzen unserer Kunden bei gleichzeitiger Generierung von Mehrwert für das Unternehmen. Diese Prozesse sollen zukünftig analog für die optimale Vermarktung von Wind- und Solareinspeisern in der EEG-Direktvermarktung genutzt werden.

1.2.2 Geschäftsverlauf und Ertragslage

Der Umsatz wurde wie in den Vorjahren hauptsächlich in den Segmenten der Versorgung von Stadtwerken und Industrie- und Gewerbekunden mit Gas, sowie in der Belieferung von Handelskunden, erzielt. Ein geringer Ergebnisbeitrag wurde aus Transportdienstleistungen erwirtschaftet. Der Anteil des Stromgeschäfts am Umsatz ist noch von nachgeordneter Bedeutung, konnte aber über die letzten Jahre konsequent ausgeweitet werden. Die Geschäftsfelder Dienstleistungen für Portfolio- und Bilanzkreismanagement sowie das Vertriebspartnergeschäft steuern einen wichtigen Anteil zum Umsatz bei. Im Rahmen der internationalen Expansion wurden Geschäfte in Belgien, der Schweiz sowie in Österreich getätigt.

Die Tochtergesellschaft natGAS France SASU hat auch 2016 ihre französischen Kunden zuverlässig mit Gas versorgt.

Der Umsatz der Gesellschaft war hauptsächlich preisbedingt rückläufig von Mio. EUR 2.535 im Jahr 2015 auf Mio. EUR 1.955. Im Jahresdurchschnitt sank das Gas-Preisniveau auf dem NCG-Spotmarkt (Marktgebiet NetConnect Germany) der PEGAS (European Energy Exchange) um fast 30 % von 19,97 EUR/MWh im Jahr 2015 auf 14,14 EUR/MWh im Jahr 2016 für Day-Ahead Kontrakte. Dies war vor allem durch sehr niedrige Preise im Sommer 2016 bedingt, unter dem Eindruck zuvor stark gefallener Ölpreise: Der Tiefstwert von 10,45 EUR/MWh vom 20.08.16 wurde zuletzt inmitten der Finanzmarktkrise im Frühjahr 2009 unterschritten. Im Strom sank der stündliche Day-Ahead Auktionspreis auf der European Power Exchange (EPEX) Spot im Jahresmittel um ca. 8 % von 31,63 EUR/MWh im Jahr 2015 auf 28,98 EUR/MWh im Jahr 2016. Strom war in Deutschland im Jahresdurchschnitt zuletzt 2004 so preiswert. Durch die nach 2014 und 2015 wiederholt sehr milde Witterung ergab sich auch im Jahr 2016 in der Commodity Gas ein leichter mengenbedingter Umsatzeffekt, der hauptsächlich auf eine weniger intensive Handelstätigkeit mit Stadtwerken und anderen Handelskunden zurückzuführen war.

Der Materialaufwand war ebenfalls vorrangig preisbedingt rückläufig von Mio. EUR 2.520 im Jahr 2015 auf Mio. EUR 1.940 im Jahr 2016, wobei auch hier der Mengeneffekt leicht reduzierend wirkte. Damit betrug die Rohmarge im Jahr 2016 TEUR 14.543, was einen Rückgang um TEUR 403 gegenüber dem Vorjahr (TEUR 14.946) darstellt und den Wettbewerb im Markt widerspiegelt.

Die Gesellschaft stellt gegenüber ihren wichtigsten Lieferanten Sicherheiten in Form von Bankbürgschaften; die daraus resultierenden Zinsaufwendungen aus Avalprovisionen waren mit TEUR 2.226 gegenüber dem Vorjahr (TEUR 2.218) weitestgehend stabil. Insgesamt beträgt der Saldo aus Zinsaufwendungen (TEUR 2.509) und Zinserträgen (TEUR 491) TEUR 2.018 und fällt damit deutlich geringer aus als im Vorjahr (TEUR 2.208).

Der Ertrag aus Ertragssteuern beträgt per Saldo TEUR 8 (im Vorjahr Aufwand aus Ertragssteuern in Höhe von TEUR 935). In der Steuerbilanz sind im Geschäftsjahr 2016 Aufwendungen eingetreten, die handelsrechtlich durch die Drohverlustrückstellung bereits zum 31. Dezember 2015 vorweggenommen wurden. Die Gesellschaft nimmt das Wahlrecht des § 274 Abs. 1 Satz 2 HGB in Anspruch und bildet keine aktive Steuerlatenz.

Die Gesellschaft erwirtschaftete im Geschäftsjahr 2016 einen Jahresüberschuss in Höhe von TEUR 568 nach TEUR 946 im Vorjahr.

Der Ergebnisrückgang steht im Kontext einer europaweit von hohem Konkurrenzdruck und sinkenden Vertriebsmargen geprägten Energiebranche. Zudem haben höhere Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände sowie nicht aktivierbare IT-Beratungskosten zum Ergebnisrückgang der Gesellschaft beigetragen. Diese resultieren aus notwendigen EDV-Investitionen in überschaubarer Größenordnung. Die laufende Modernisierung der Datenverarbeitungssysteme wird die Gesellschaft in die Lage versetzen, ihre Prozesseffizienz zu steigern und neue Geschäftsfelder erfolgreich zu erschließen.

Im Zuge dieser Weiterentwicklungen zur Verbreiterung des Geschäftsmodells und der damit verbundenen Erschließung zusätzlicher Ertragsquellen im Dienstleistungsbereich, speziell bei der Optimierung Flexibilitäten, geht die Gesellschaft davon aus, dass zukünftig eine nachhaltige Ergebnisverbesserung hergestellt werden kann. Die Geschäftsjahre 2015, 2016 und 2017 gelten als Umbau- und Übergangsjahre.

1.2.3 Vermögens- und Finanzlage

Die Gesellschaft konnte ihren Finanzbedarf vollständig aus dem operativen Cashflow sowie den vorhandenen finanziellen Mitteln decken.

Die von Banken zur Verfügung gestellten Avalkreditlinien werden zur Absicherung der Lieferantenverbindlichkeiten über Bankbürgschaften genutzt. Daneben stehen im Bedarfsfall ausreichende Barmittel-Kreditlinien zur Verfügung, welche jedoch wie in der Vergangenheit nicht in Anspruch genommen wurden.

Die Kreditlinien wurden banküblich für einen kurzfristigen Zeitraum zur Verfügung gestellt. Da diese Kreditlinien auch in der Vergangenheit prolongiert wurden, geht die Gesellschaft davon aus, dass auch in Zukunft eine entsprechende Verlängerung durch die Banken erfolgt.

Unter Berücksichtigung des ausgewiesenen Jahresüberschusses beträgt das Eigenkapital zum 31. Dezember 2016 TEUR 32.667 gegenüber TEUR 32.451 zum letztjährigen Bilanzstichtag. Aufgrund einer Zunahme der Forderungen und Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen wegen längerer Zahlungsziele reduzierte sich die Eigenkapitalquote bezogen auf die Bilanzsumme auf 16,2 % gegenüber 18,5 % zum Vorjahresultimo. Gleichzeitig erhöhte sich gegenüber dem 31. Dezember 2015 der Bestand an liquiden Mitteln durch einen überproportionalen Anstieg der Verbindlichkeiten gegenüber den Forderungen zum diesjährigen Bilanzstichtag.

1.2.4 Gesamturteil über den Geschäftsverlauf und die Lage

Im Branchenvergleich sieht die Gesellschaft den Geschäftsverlauf insgesamt als zufriedenstellend und ihre Vermögens-, Finanz- und Ertragslage als geordnet an.

2 Chancen- und Risikobericht

2.1 Relevante Chancen und Risiken

Die Gesellschaft begegnet im Gas- und Stromgeschäft regelmäßig den Chancen und Risiken, welche sich aus steigenden bzw. fallenden Energiepreisen bei variablen Absatzmengen ergeben. Diese Risiken sind durch die im Folgenden beschriebenen Maßnahmen zur Preisabsicherung und Mengenüberwachung vergleichsweise gut quantifizierbar und steuerbar. Ebenso kalkulierbar und damit begrenzbar sind Kreditrisiken, welche die Gesellschaft regelmäßig in Form von Warenkrediten begegnen. Diese ergeben sich aus der zeitlich verschobenen Rechnungsstellung gegenüber Kunden für durchgeführte Energielieferungen und der Fälligkeit der entsprechenden Forderungen bei Gewährung von branchenüblichen Zahlungszielen. Daraus ergeben sich ebenfalls Liquiditätsrisiken, welche durch kurz- und , langfristige Liquiditätsplanung eingegrenzt werden können. Regulatorischen und rechtlichen Risiken wird durch permanente Beobachtung der Entwicklungen in der Gesetzgebung auf nationaler und europäischer Ebene Rechnung getragen. Dies beinhaltet die laufende Anpassung der vertraglichen Bedingungen sowie die Einbeziehung der jeweils geltenden regulatorischen Vorschriften. Währungsrisiken werden durch geeignete Maßnahmen der Gesellschaft gemanagt. Operativen Risiken wird durch interne Kontrollmechanismen begegnet.

2.2 Chancen

Die Umsetzung der Energiewende in Deutschland wurde in den letzten beiden Jahren wesentlich konkreter diskutiert als zuvor. Das Weißbuch der Bundesregierung "Ein Strommarkt für die Energiewende" aus dem Jahr 2015 leitete aus den allgemeinen Zielen der Energiewende (u.a. Reduzierung von Treibhausgasen und Steigerung der Energieeffizienz) die Eckpunkte eines Strommarktmodells der Zukunft ab. Im Jahr 2016 wurden viele dieser Eckpunkte in neue gesetzliche und regulatorische Vorgaben gegossen, einige Gesetzesvorhaben, wie zum Beispiel das Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWKG) traten bereits im Januar 2016 in Kraft. Im neuen KWKG spiegeln sich bereits die aus dem Weißbuch bekannten zusätzlichen Flexibilitätsanforderungen an den zukünftigen Strommarkt wider. Weitere wesentliche gesetzliche Hürden für die Umgestaltung des Strommarktes wurden im Jahr 2016 genommen. Als wesentliches Mantelgesetz ist das Strommarktgesetz zu nennen, das die Grundlage für freie Preissignale bei strengeren Bilanzierungsvorschriften setzt. Das Gesetz schafft gleichzeitig Reservemechanismen, welche für eine Übergangszeit stabilisierend wirken sollen, um dem Energiemarkt Zeit zu verschaffen, sich auf steigende kurzfristige Volatilitäten einzustellen. An dieser Stelle soll das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende als weiterer Meilenstein greifen. Für ein reaktives Zusammenspiel von Verbrauchern, Lieferanten und Erzeugern als Hauptakteure der Energiewirtschaft ist der standardisierte und sichere Datenaustauch über intelligente Mess- und Steuerungssysteme unerlässlich. Das Digitalisierungsgesetz schafft hier einen verbindlichen Rahmen.

Anreize zur Investition in Flexibilitäten wurden nicht nur über die Novellierung des KWKG geschaffen, sondern ebenso über das neue Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) 2017. Besitzer von Biogasanlagen erhalten hohe Anreize für Investitionen in die Flexibilisierung ihrer Anlagen. Darüber hinaus regelt das im Januar 2017 in Kraft getretene Gesetz den weiteren Ausbaukorridor für die erneuerbaren Energien über Ausschreibungsverfahren für sogenannte "Freiflächen." Die Regulierungsbehörde Bundesnetzagentur (BNetzA) erhält zudem weitere Festlegungskompetenzen zur Eröffnung von neuen Verfahren, welche die gesetzlichen Weichenstellungen operativ weiter konkretisieren sollen. Beispielhaft erwähnt seien das Verfahren zur Schaffung einer neuen Marktrolle als "Flexibilitäts-Aggregator" oder das Verfahren für ein neues, strengeres Bilanzkreismanagement. Weitere wichtige Schritte zur Umsetzung des Weißbuches sind im Ministerium für Wirtschaft (BMWi) bereits in Vorbereitung oder stehen als Entwürfe bereits in der öffentlichen Debatte: Bei den Vorschlägen zur Umsetzung der Netzentgeltmodernisierung (NEMoG), zur Energie- und Stromsteuerreform, zur Netzentgelt- und Umlagenflexibilisierung handelt es sich sämtlich um Maßnahmen zur Beseitigung regulatorischer Hemmnisse für das verbrauchsseitige Lastmanagement. Die Geschwindigkeit der weiteren Fortschritte dürfte vom Ausgang der im Herbst 2017 anstehende Bundestagswahl und der Dauer der anschließenden Koalitionsverhandlungen abhängen. Von einem grundlegenden Paradigmenwechsel beim Thema Energiewende ist aber nicht auszugehen.

Aus der Stromwende wird zunehmend eine sektorenübergreifende Energiewende, die auch die Märkte für Wärme und Verkehr integriert. Tatsächlich soll zur Integration des zunehmenden Anteils der erneuerbaren Energien das gesamte Spektrum an primärenergetischen Flexibilitäten erschlossen werden. So soll sicher gestellt werden, dass die immer stärker angebotsabhängige Einspeisung aus erneuerbaren Energien (v.a. Wind und Solar) die Systemstabilität auf Dauer nicht gefährdet. Flexible Verbraucher und Erzeuger können wirtschaftlich effizient honoriert werden, indem zugelassen wird, dass sich stärker volatile Preissignale am Strommarkt frei entfalten. Es ist davon auszugehen, dass die heutigen Marktakteure und Spezialisten der Energiewende aus Deutschland eine entscheidende Vorreiterrolle bei der Vermarktung von innovativen Dienstleistungskonzepten auf europäischer Ebene haben können. Zusätzlich bieten sich im angestammten Geschäftsfeld für Erdgas und Strom weitere Opportunitäten, so zum Beispiel über paneuropäische Lösungskonzepte für Industriekunden mit Standorten in mehreren EU-Ländern, die zentralisierte Beschaffungs- und Dienstleistungslösungen nutzen möchten.

Insgesamt sieht natGAS hierin die Bestätigung, für den von der Gesellschaft bereits vor Jahren gewählten integrierten, ganzheitlichen Optimierungsansatz zur Bewirtschaftung kundenseitiger Energieportfolios, in der Kombination aus Cross-Commodity-Strategie für Strom und Gas sowie Demand-Side-Management zur Hebung von Flexibilitäts-Potentialen. Dies erfordert bereits heute komplexe mathematische Modelle, welche im permanenten Austausch mit modernster Mess- und Leittechnik stehen. natGAS ist auf diesem Feld seit 2015 sehr aktiv und betreut bereits heute eine stetig steigende Zahl an Kunden. Für die Erbringung einer derart komplexen Dienstleistung ist eine Vielzahl von individuellen Parametern wie Markt-, Last-, Anlage- und Preisdaten auch unter Berücksichtigung von regulatorischen, gesetzlichen sowie Förderrichtlinien länderindividuell zu modellieren. Eine genaue Kenntnis über die Prozesse bei den Kunden ist dabei unerlässlich. Die hohen Informationsanforderungen zwischen Kunden und Energiedienstleister stärken das gegenseitige Bindungspotential.

2.3 Risiken

Die Konkretisierung der europäischen Finanzmarktregulierung für Energiehändler aus der Richtlinie MiFID II (Markets in Financial Instruments Directive) steht noch immer aus. Wichtige Ausführungsvorschriften waren selbst Ende 2016 immer noch unklar. Dies führt zu Unsicherheiten bei den Marktakteuren. Im Kern ist noch unklar, welche Geschäftsarten in der Energiebranche dem Begriff der Finanztransaktion und der Finanzdienstleistung zugeordnet werden sollen und welche Ausnahmeregelungen zugunsten von Energiehändlern gelten sollen. Von dieser Zuordnung ist aber abhängig, ob die Clearing-Anforderungen der EMIR (European Market Infrastructure Regulation) und die Vorschriften der Capital Requirements Directive (CRD) für die Energiemarktakteure Anwendung finden. Diese Vorschriften würden nach gegenwärtiger Überzeugung erhebliche zusätzliche organisatorische und finanzielle Anforderungen an die Unternehmen nach sich ziehen. Von der möglichen Einordnung als Finanzdienstleister im Sinne der MiFID II ist zudem abhängig, ob Energieunternehmen zukünftig der Bundesfinanzdienstleistungsaufsicht (BaFin) unterstellt würden, mithin eine "Banklizenz" erforderlich würde. Dass eine solche KWG-Lizenz für Energielieferanten erforderlich wird, ist nach gegenwärtigem Stand der Diskussion zwar eher unwahrscheinlich, wird aber abschließend erst 2017 zu beantworten sein. Diese Diskussion ist auch vor dem Hintergrund des bevorstehenden "Brexit" als ergebnisoffen zu bewerten: Derzeit haben zahlreiche namhafte Energie-Broker und -Händler ihren Sitz in London. Das Ringen um eine stärkere Regulierung der Energie- und Finanzmärkte in Europa ist bislang nicht selten an den Vorbehalten der Briten gescheitert. Wenn sich das Kräfteverhältnis nun ändert, könnte sich in der EU eine neue, schärfere Dynamik der Regulierung durchsetzen.

Das stetige Bestreben zur Integration der europäischen Netzinfrastruktur für Strom und Erdgas wird zu einer höheren Regelungstiefe in der gesamten EU führen. Für die nächsten Jahre steht die bessere Integration der erneuerbaren Energien in die europäischen Strommärkte an. Die sehr heterogenen und individuell ausgestalteten nationalen Förderprogramme/Einspeisevorschriften verursachen heute beträchtliche Verwerfungen in der Strompreisbildung von angrenzenden Mitgliedsstaaten. Auch die Mechanismen zur Versorgungssicherheit im Strom und im Erdgas sollen stärker in Einklang gebracht werden. Der hierfür geplante Ausbau von Netzinfrastrukturen an den Kopplungspunkten wird zusätzliche Chancen bringen, da hierdurch Flexibilitäts-, Puffer-, und Speicherpotentiale grenzüberschreitend verfügbar gemacht werden können. Die wichtigen Baustellen bei den Gesetzen und Verordnungen im Zusammenhang mit der Energiewende stellen ein regulatorisches Risiko für alle Marktteilnehmer dar. Noch nicht bearbeitete Umsetzungsempfehlungen aus dem Weißbuch "Ein Strommarkt für die Energiewende" werden zu umfassenden Änderungen und Neuregelungen führen (z.B. EnWG, StromNZV, StromNEV, usw.). Regulatorische Änderungen betreffen aber auch umfassende neue Meldeverpflichtungen für bestehende und neue Marktrollen innerhalb des neuen Strommarktdesigns, die den bürokratischen Aufwand deutlich steigern werden.

Das im November 2016 von der EU-Kommission vorgestellte Winterpaket ist ein guter Wegweiser für die wesentlichen neuen Entwicklungstendenzen des Strommarktdesigns in Europa. Es zeigt, dass die regulatorischen Maßnahmen und Entwicklungen in Deutschland kein isolierter Sonderweg sind, sondern in weiten Teilen im Einklang mit den Vorstellungen der Kommission für ein neues, integriertes europäisches Strommarktdesign. Die Vorschläge aus Brüssel stellen damit für die nationale Politik eine wichtige Orientierung und Bestätigung für die weitere Bewältigung der Energiewende dar. natGAS sieht in den schnellen sich ändernden gesetzlichen Rahmenbedingungen in Deutschland im Zusammenhang mit dem anhaltenden regulatorischen Druck der EU große Chancen, sich verstärkt als Dienstleister bei Industriekunden und Stadtwerken zu etablieren. Die Komplexität, Veränderungsdynamik und Regelungstiefe des Energierechtes ist für unsere Kunden und alle Marktakteure gegenwärtig eine immense Herausforderung. Die sichere Auslegung des regulatorischen und rechtlichen Rahmens (gesetzlichen Fördermöglichkeiten, Entgelte, Umlagen Systematik, steuerlichen Spielräume, usw.) wird zunehmend zu einem kritischen Baustein bei der Suche nach dem bestmöglichen Optimierungsansatz für unsere Kunden. Eine intelligente Verquickung der verbleibenden Spielräume zwischen einer steigenden Regelungstiefe des Marktes und der Berücksichtigung individueller Kundenbedürfnisse schafft für Energiespezialisten gute Möglichkeiten, mit Kunden längerfristige Partnerschaften einzugehen. Die kundenindividuelle Optimierung der Energiekosten wird damit zunehmend ein Feld für Experten.

2.4 Risikomanagement

Mengen-, Preis- und Absatzrisiken standen auch 2016 wieder in Abhängigkeit von der allgemeinen wirtschaftlichen Entwicklung in Deutschland und Europa, sowie von den Auswirkungen beträchtlicher Preisschwankungen an den Rohstoffmärkten, allen voran beim Erdöl. Daher arbeitet die Gesellschaft mit strengen Routinen für die Risikoüberwachung, deren Kernstück ein täglich ausgewertetes Risiko-Reporting darstellt. Es ermöglicht eine Früherkennung von Mengenabweichungen und das Monitoring von Marktpreis- und Basisrisiken indem die Preis-Entwicklungen auf den Spot- und Langfristmärkten laufend in die Berechnungen zur Portfoliobewertung und Risikoquantifizierung einfließen. Die Aktualität und Validität der zugrunde liegenden Daten wird durch die umgehende Erfassung der Geschäfte sowie die prozessuale und organisatorische Trennung von Erfassung, Kontrolle und Auswertung gewährleistet. Daneben werden Risiken durch ein umfangreiches Vertriebscontrolling sowie enge Kundenbeziehungen minimiert. Das Verbrauchs- und Zahlungsverhalten der Kunden wird fortlaufend analysiert und die Erkenntnisse hieraus im täglichen Entscheidungsprozess berücksichtigt. Zusätzliche Analysen unterstützen die Entscheidungsprozesse der Unternehmensleitung.

Die Bereitstellung und fortlaufende Aktualisierung der vertriebsseitig abgesetzten Mengen ist ein wichtiger Bestandteil der Risikosteuerung. Dabei werden frühzeitig Planungen, heraus gelegte Angebote und geschlossene Verträge in das Positionsmanagement einbezogen. Um die Erfahrungen aus den Mengenschwankungen der Kundenabnahmen in den täglichen Risiko-Steuerungsprozess einfließen zu lassen, wurde ein Absatzmengen-Prognoseverfahren entwickelt, welches Temperatur-, Produktions- und Marktpreissensitivitäten berücksichtigt.

Die Gesellschaft steuert ihr Portfolio über EDV-gestützte Systeme. Die IT-Risiken werden durch zahlreiche Maßnahmen zur Verbesserung der Sicherheit und der Verfügbarkeit des IT-Netzwerkes minimiert. Technische Neuerungen werden analysiert und bei entsprechender Eignung zum Nutzen der Gesellschaft beispielsweise zur Prozessoptimierung implementiert.

Den Risiken aus Zahlungsausfällen wird durch Überprüfung der Bonität und des Zahlungsverhaltens der Kunden entgegengewirkt. Regelmäßig wird das Ausfallrisiko durch Abschluss einer Warenkreditversicherung maßgeblich reduziert. Die Überwachung und Steuerung von Liquiditätsrisiken erfolgt durch kurz- und langfristige Finanzplanungen. Die kurzfristige Liquiditätssteuerung und -überwachung erfolgt laufend unter Einbeziehung der Zahlungsziele bei den Lieferantenverbindlichkeiten und der kundenseitig geplanten bzw. tatsächlich beobachteten Zahlungseingänge. Die langfristige Finanzplanung erfolgt im Rahmen der langfristigen Unternehmensplanung, welche einmal jährlich erstellt wird.

Das Risikomanagementsystem zielt darauf ab, die Unternehmensleitung in die Lage zu versetzen, frühzeitig Risiken zu erkennen und gegenzusteuern. Durch ausführliche Quartalsberichte sowie ein monatliches Finanzreporting werden der Vorstand und der Aufsichtsrat regelmäßig über die Risikolage der Gesellschaft informiert.

3 Voraussichtliche Entwicklung der Gesellschaft

Die Gesellschaft wird auch im Geschäftsjahr 2017 ihre Kunden sicher mit Gas und Strom versorgen, das Vertriebspartnergeschäft sowie das Dienstleistungsangebot für Portfoliomanagement und Bilanzkreismanagement ausbauen sowie die Optimierungsdienstleistungen im Cross-Commodity- und Demand-Side-Management vertiefen. Für eine weiter steigende Zahl an Partnern aus der Landwirtschaft werden wir Strom aus erneuerbaren Energien, speziell aus Biogas, preisoptimiert vermarkten. Daneben werden wir die Dienstleistung der EEG-Direktvermarktung auch auf weitere Kundengruppen, wie beispielsweise Solaranlagen und Wind-Erzeuger ausdehnen. Durch den weiteren Aufbau des Portfolios im Bereich der Regelenergievermarktung Strom und zur Nutzung von abschaltbaren Leistungen im Gas wird das Unternehmen sein "virtuellen Kraftwerks" noch stärker dazu einsetzen, als zentraler Energie-Dienstleister die Energiewende in Deutschland und in Europa aktiv mit zu gestalten. Im Zuge des sich weiter entwickelnden Wettbewerbs wird die Gesellschaft versuchen, mit weiteren Kunden und Lieferanten Geschäfte zu tätigen, bestehende Kunden- und Lieferantenbeziehungen auszubauen, neue flexibilitätsorientierte Dienstleistungen zu entwickeln, und neue Märkte, insbesondere im angrenzenden europäischen Ausland, zu erschließen. Mit Blick auf das weitere Wachstum wird die Gesellschaft die internen Prozesse und EDV-Systeme auch im Geschäftsjahr 2017 weiter optimieren und weitere zukunftsweisende, insbesondere datenverarbeitungstechnische Investitionen in überschaubarer Größenordnung tätigen. Dadurch wird zukünftig weiteres Optimierungspotenzial in der Prozesseffizienz generiert und die Skalierbarkeit der bestehenden und weiter auszubauenden Geschäftsfelder maximiert. Flankierend wird die Gesellschaft weiter ein sehr straffes Kostenmanagement verfolgen.

Aufgrund der Veränderung des Kundenverbrauchsverhaltens sowie der Volatilität der Gas- und Strompreise sind der Gas- und Strom-Absatz und der davon abhängige Umsatz für die Zukunft, und damit auch für das Geschäftsjahr 2017, nur bedingt planbar. Da ihr Einfluss auf das Unternehmensergebnis nicht entscheidend ist, wird die Gesellschaft sich vorrangig auf den weiteren Ausbau des Gas-und Stromvertriebs konzentrieren, wobei die Erwirtschaftung zusätzlicher Dienstleistungserträge, speziell aus der Optimierung von Flexibilitäten bei Stromerzeugern und -verbrauchern im Fokus steht.

Unter der Prämisse einer stabilen Preisentwicklung geht die Gesellschaft für 2017 von nicht wesentlich veränderten Absatzmengen und damit vergleichbaren Größenordnungen beim Umsatz aus, wobei der Umsatzanteil aus dem Stromgeschäft weiter ansteigen dürfte. Bei unveränderten Energiepreisen kann zudem von einem nicht wesentlich veränderten Materialaufwand ausgegangen werden. Eine sich damit ergebende Stabilisierung der Rohmarge kann aufgrund der stark unter Druck geratenen Vertriebsbedingungen im Energiesektor als Erfolg gewertet werden. Für das klassische Energievertriebsgeschäft in den Commodities Gas und Strom antizipiert die Gesellschaft weiter sinkende spezifische Margen aufgrund des sich verschärfenden Wettbewerbs. Das Unternehmen sieht diese Effekte allerdings durch die Chancen zur Erzielung zusätzlicher Deckungsbeiträge in den neuen, flexibilitäts- und dienstleistungsorientierten Geschäftsfeldern mehr als aufgewogen.

Insgesamt erwartet die Gesellschaft für das Geschäftsjahr 2017, bei konsequenter Weiterentwicklung ihres Geschäftsmodells verbunden mit erheblichen Anstrengungen, einen positiven Geschäftsgang und ein leicht positives Jahresergebnis.

Nach dem Ergebnis unserer Prüfung erteilen wir dem Jahresabschluss zum 31. Dezember 2016 und Lagebericht 2016 der natGAS Aktiengesellschaft, Potsdam den folgenden

Bestätigungsvermerk des Abschlussprüfers

Wir haben den Jahresabschluss - bestehend aus Bilanz, Gewinn- und Verlustrechnung, Anhang - unter Einbeziehung der Buchführung und den Lagebericht der natGAS Aktiengesellschaft, Potsdam, für das Geschäftsjahr vom 1. Januar 2016 bis 31. Dezember 2016 geprüft. Die Buchführung und die Aufstellung von Jahresabschluss und Lagebericht nach den deutschen handelsrechtlichen Vorschriften liegen in der Verantwortung des Vorstands der Gesellschaft. Unsere Aufgabe ist es, auf der Grundlage der von uns durchgeführten Prüfung eine Beurteilung über den Jahresabschluss unter Einbeziehung der Buchführung und über den Lagebericht abzugeben.

Wir haben unsere Jahresabschlussprüfung nach § 317 HGB unter Beachtung der vom Institut der Wirtschaftsprüfer (IDW) festgestellten deutschen Grundsätze ordnungsmäßiger Abschlussprüfung vorgenommen. Danach ist die Prüfung so zu planen und durchzuführen, dass Unrichtigkeiten und Verstöße, die sich auf die Darstellung des durch den Jahresabschluss unter Beachtung der Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung und durch den Lagebericht vermittelten Bildes der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage wesentlich auswirken, mit hinreichender Sicherheit erkannt werden. Bei der Festlegung der Prüfungshandlungen werden die Kenntnisse über die Geschäftstätigkeit und über das wirtschaftliche und rechtliche Umfeld der Gesellschaft sowie die Erwartungen über mögliche Fehler berücksichtigt. Im Rahmen der Prüfung werden die Wirksamkeit des rechnungslegungsbezogenen internen Kontrollsystems sowie Nachweise für die Angaben in Buchführung, Jahresabschluss und Lagebericht überwiegend auf der Basis von Stichproben beurteilt. Die Prüfung umfasst die Beurteilung der angewandten Bilanzierungsgrundsätze und der wesentlichen Einschätzungen des Vorstands sowie die Würdigung der Gesamtdarstellung des Jahresabschlusses und des Lageberichts. Wir sind der Auffassung, dass unsere Prüfung eine hinreichend sichere Grundlage für unsere Beurteilung bildet.

Unsere Prüfung hat zu keinen Einwendungen geführt.

Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse entspricht der Jahresabschluss der natGAS Aktiengesellschaft, Potsdam für das Geschäftsjahr vom 1. Januar 2016 bis 31. Dezember 2016 den gesetzlichen Vorschriften und vermittelt unter Beachtung der Grundsätze ordnungsmäßiger Buchführung ein den tatsächlichen Verhältnissen entsprechendes Bild der Vermögens-, Finanz- und Ertragslage der Gesellschaft. Der Lagebericht steht in Einklang mit dem Jahresabschluss, entspricht den gesetzlichen Vorschriften, vermittelt insgesamt ein zutreffendes Bild von der Lage der Gesellschaft und stellt die Chancen und Risiken der zukünftigen Entwicklung zutreffend dar.

Beschluss des Vorstands

der natGAS Aktiengesellschaft (die "Gesellschaft")

Der Vorstand der Gesellschaft, bestehend aus Herrn Jörg Bauth, fasst folgenden Beschluss:

Beschlussvorschlag zu Tagesordnungspunkt 2 (Verwendung des Bilanzgewinns) der am 1. Juni 2017 stattfindenden ordentlichen Hauptversammlung

Beschluss:

Der Vorstand schlägt der Hauptversammlung vor, den Bilanzgewinn des Geschäftsjahres 2016 in Höhe von EUR 10.826.177,29 wie folgt zu verwenden:

Ausschüttung einer Dividende von EUR 0,08 je dividendenberechtigter Stückaktie, d.h. EUR 280.600,00 als Gesamtbetrag der Dividende, und Vortrag des Restbetrages in Höhe von EUR 10.545.577,29 auf neue Rechnung.

Bericht des Aufsichtsrates zum Jahresabschluss vom 31. Dezember 2016

der natGAS Aktiengesellschaft

Der Aufsichtsrat hat während des Geschäftsjahres 2016 den Vorstand nach Gesetz und Satzung überwacht und pflichtgemäß beratend begleitet. Er informierte sich während gemeinsamer Sitzungen, in Telefonkonferenzen und Einzelgesprächen sowie im Rahmen des monatlichen Reportings über den Gang der Geschäfte und die Lage der Gesellschaft und stand in einem engen und regelmäßigen Informations- und Gedankenaustausch.

In insgesamt vier Aufsichtsratssitzungen, die am 05. April 2016, 09. Juni 2016, 15. September 2016 (Hamburg) und 06. Dezember 2016 stattfanden, hat der Aufsichtsrat die mündlichen und schriftlichen Berichte des Vorstandes eingehend erörtert.

Gegenstände der Erörterungen im Berichtsjahr 2016 waren neben der allgemeinen Geschäftsentwicklung:

Der Jahresabschluss der natGAS Aktiengesellschaft und der Lagebericht wurden dem Aufsichtsrat zur Prüfung vorgelegt. Zusätzlich wurde dem Aufsichtsrat in der Sitzung am 30. März 2017 der Vorschlag über die Verwendung des Bilanzergebnisses unterbreitet.

Der Jahresabschluss und der Lagebericht der Gesellschaft zum 31. Dezember 2016, geprüft durch den Abschlussprüfer der Warth & Klein Grant Thornton AG, Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, Zweigniederlassung Hamburg, wurde den Mitgliedern des Aufsichtsrates rechtzeitig übermittelt.

Der Aufsichtsrat

Der Aufsichtsrat dankt dem Vorstand und allen Mitarbeitern für die engagierte Arbeit im abgelaufenen Geschäftsjahr und freut sich auf eine weitere konstruktive und erfolgsorientierte Zusammenarbeit.