OIE Aktiengesellschaft

OIE Aktiengesellschaft

Idar-Oberstein

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

Lagebericht

Grundlagen des Unternehmens

Die OIE AG, Idar-Oberstein, wurde am 7. November 1899 gegründet und erfüllt die Bedingungen einer großen Kapitalgesellschaft i. S. d. § 267 Abs. 3 und 4 HGB. Die Geschäftstätigkeit der OIE AG erstreckt sich auf die Versorgung anderer mit elektrischer Energie, Gas und Wärme, den Erwerb, die Errichtung und den Betrieb aller dafür erforderlichen Anlagen, Einrichtungen und Betrieben für eigene Rechnung oder gemeinsam mit anderen, Herstellung solcher Einrichtungen und Anlagen für andere sowie Beschaffung und Betrieb der zu denselben gehörigen Apparate und Gegenstände, die Beteiligung an anderen ähnlichen Unternehmungen sowie überhaupt alle Geschäfte und Maßnahmen, die mit dem Unternehmensgegenstand zusammenhängen oder ihm zu dienen geeignet sind.

OIE Aktiengesellschaft als Teil des E.ON-Konzerns

Die OIE AG ist eine 100%ige Tochtergesellschaft der Westenergie AG und wird in den E.ON-Konzern eingebunden. Zwischen der OIE AG und der Muttergesellschaft der Westenergie AG, der E.ON Verwaltungs GmbH, besteht ein Beherrschungs- und Ergebnisabführungsvertrag. Die OIE AG gehört zum steuerlichen Organkreis der E.ON SE.

Betriebsführung und Verpachtung

Zur Umsetzung der Vorgaben gemäß Energiewirtschaftsgesetz hat die OIE AG die in ihrem Eigentum befindlichen Strom- und Gasverteilnetze an die Westenergie AG verpachtet.

Im Rahmen einer Betriebsführungsvereinbarung nimmt die OIE AG Dienstleistungen ausgewählter Konzerngesellschaften in Anspruch.

Geschäftsverlauf

Die Strom erlöse betragen 49.018 T€ und sind um 23.419 T€ niedriger als im Vorjahr.

Der Stromabsatz liegt mit 184,7 GWh um 23,1 GWh unter dem des Vorjahres.

Bei den Privat- und Gewerbekunden ist der Rückgang in Höhe von 16,3 GWh auf einen Saldo aus Zu- und Abgängen im Wettbewerb, eine mildere Witterung sowie gegenläufig auf periodenfremde Effekte zurückzuführen.

Bei den Geschäftskunden resultiert der Rückgang in Höhe von 15,4 GWh im Wesentlichen aus Veränderungen im Kundenbestand, einem geringeren Absatz an Bestandskunden sowie gegenläufig aus periodenfremden Effekten.

Der Absatz an Energieversorgungsunternehmen (EVU) liegt um 8,6 GWh über dem des Vorjahres. Der Anstieg resultiert im Wesentlichen aus einer höheren Einspeisung aus dem Biomasseheizkraftwerk Neubrücke.

Die Gas erlöse betragen 12.203 T€ und sind um 7.055 T€ niedriger als im Vorjahr.

Der Gasabsatz liegt mit 130,1 GWh um 30,1 GWh unter dem des Vorjahres.

Bei den Privat- und Gewerbekunden ist der Rückgang in Höhe von 24,3 GWh im Wesentlichen auf einen Saldo aus Zu- und Abgängen im Wettbewerb, eine mildere Witterung sowie gegenläufig auf periodenfremde Effekte zurückzuführen.

Bei den Geschäftskunden resultiert der Rückgang in Höhe von 5,8 GWh im Wesentlichen aus periodenfremden Effekten, einem geringeren Absatz an Bestandskunden sowie aus nicht erfolgten Vertragsverlängerungen.

Die Wärme erlöse betragen 12.119 T€ und sind um -1.211 T€ geringer als im Vorjahr.

Der Wärmeabsatz liegt mit 93,8 GWh um 1,2 GWh über dem des Vorjahres. Der Anstieg resultiert im Wesentlichen aus einem höheren Absatz an Bestandskunden.

Energienahe Dienstleistungen

Die OIE AG bietet ein umfangreiches Programm von energienahen Dienstleistungen an. Dazu gehören unter anderem der Bau und der Betrieb von Straßenbeleuchtungsanlagen im Auftrag von Kommunen sowie sonstige Netzdienstleistungen.

Gesamtwirtschaftliche Rahmenbedingungen

Im Jahr 2024 dauerten die geopolitischen und handelspolitischen Spannungen sowie die damit verbundenen Unsicherheiten für die Wirtschaft weltweit an und spiegelten sich in den Prognosen für das globale Wachstum des Bruttoinlandsprodukts (BIP) wider, das gemäß OECD für das Jahr 2024 bei 3,2 Prozent und somit gleichauf zum Vorjahr lag. Trotz der eingangs erwähnten Herausforderungen ist das globale Wachstum stabil geblieben, während die Inflation weiter nachgelassen und sich der Welthandel etwas erholt hat.

Zur wirtschaftlichen Entwicklung in der EU

Laut OECD ist die Wirtschaft im Euroraum im Jahr 2024 um 0,7 Prozent gewachsen (2023: 0,5 Prozent) und damit weniger als erwartet. Der Arbeitsmarkt zeigte sich robust und die Inflationsrate lag Ende 2024 bei 2,4 Prozent. Allerdings wirkte die restriktive Geldpolitik der letzten Jahre nach, auch wenn die EZB den Leitzins im Jahr 2024 drei Mal auf 3,0 Prozent zum Jahresende gesenkt hat. Euroindikatoren - Eurostat ^*

Zur wirtschaftlichen Entwicklung in Deutschland

Die EU-Kommission geht in ihrer Herbstprognose (15. November 2024) davon aus, dass die deutsche Wirtschaft das zweite Mal in Folge schrumpfen soll - nach 0,3 Prozent im Jahr 2023 nun 0,1 Prozent im Jahr 2024. EU-Herbstprognose: Euro-Zone wächst - Deutschland schrumpft ^*

Gemäß OECD stagnierte die deutsche Wirtschaft im Jahr 2024. Gründe hierfür sind die schwächelnde Industrie, hohe Unsicherheiten bei den Investitionen und restriktive Finanzierungsbedingungen sowie ein Rückgang des Exportgeschäfts mit China. OECD-Prognose: Deutschland wird von anderen Industrienationen abgehängt ^*

Die Inflationsrate lag Ende des Jahres bei 2,4 Prozent und damit 0,6 Prozentpunkte über dem im September prognostizierten Wert von 1,8 Prozent. Der Anstieg ist auf Preissteigerungen unter anderem bei Nahrungsmitteln und bei Dienstleistungen zurückzuführen.

Energiepolitisches Umfeld

International

Die Frage, mit welchen Mitteln und wie schnell der Klimawandel gebremst werden müsse, prägte auch im Jahr 2024 weltweit die energiepolitische Debatte.

Auf der UN-Klimakonferenz COP29 im November 2024 in Baku, Aserbaidschan, haben sich Staats- und Regierungschefs von fast 200 Ländern getroffen und einen neuen Rahmen für die internationale Finanzierung von Klimaschutz und die Anpassung an die Klimafolgen beschlossen. Demnach soll der jährliche Beitrag, in erster Linie der Industriestaaten, bis 2035 auf mindestens 300 Milliarden Dollar erhöht werden. Nicht weiter vorangekommen ist man bezüglich neuer Beschlüsse zur Abkehr von fossilen Brennstoffen und zur Senkung des Treibhausgasausstoßes.

Europa

Die aktuelle energiepolitische Debatte in Europa und Deutschland ist stark von Fragen der Bezahlbarkeit geprägt. Die Finanzierung der Energiewende erfordert erhebliche Investitionen, deren Finanzierung jedoch nicht gesichert ist: Die öffentlichen Mittel reichen nicht aus und die Finanzkraft sowie die Verschuldungsfähigkeit der Energiewirtschaft sind unter den gegebenen Rahmenbedingungen begrenzt. Private Investitionen können mobilisiert werden, wenn Projekte wirtschaftlich tragfähig sind und die notwendigen Renditen erzielt werden können - dies gilt insbesondere für vorausschauende Investitionen in den Netzausbau und die Wasserstoffinfrastruktur. Daher muss der Zugang zu Kapital erleichtert werden, z. B. durch eine voll entwickelte Kapitalmarktunion.

Nach den Europawahlen im Juni 2024 und der Wiederwahl von Ursula von der Leyen zur Kommissionspräsidentin verschieben sich daher auch die Prioritäten der EU in Richtung Wettbewerbsfähigkeit und Marktintegration. Ein Clean Industrial Deal (Der grüne Industrieplan - Europäische Kommission) ^* soll hier zentrale Hebel ansetzen und dürfte stark durch Mario Draghis Bericht zur Wettbewerbsfähigkeit der EU (Der grüne Industrieplan - Europäische Kommission) ^* geprägt sein, der dafür plädiert, Innovationslücken zu schließen, Energiekosten zu senken und die Versorgungssicherheit zu stärken. Draghis Empfehlungen umfassen die technologische Aufholjagd gegenüber den USA und China, eine Kombination aus Dekarbonisierung und Wettbewerbsfähigkeit sowie den Aufbau einer Kapitalmarktunion zur Nutzung privaten Kapitals. Während wir viele von Draghis Einschätzungen teilen, sehen wir in einigen Vorschlägen, wie der erneuten Überprüfung des Strommarktdesigns, potenzielle Komplikationen, die rasche Fortschritte erschweren könnten.

Der von der EU-Kommission im November 2023 vorgelegte EU Grid Action Plan (Actions to accelerate the roll-out of electricity grids) ^* ist ein umfassendes Maßnahmenpaket, um die Modernisierung und den Ausbau der europäischen Energieinfrastruktur voranzutreiben. Schwerpunkte des Plans sind die Finanzierung, die Optimierung der rechtlichen Rahmenbedingungen und die Beschleunigung der Genehmigungsverfahren für den Ausbau der Stromnetze. Dies sind zentrale Punkte, um die Energiewende umzusetzen und gleichzeitig die Versorgungssicherheit und Netzstabilität in Europa zu gewährleisten. Der EU-Energierat hat am 30. Mai zudem die Schlussfolgerungen des Rates zur Förderung einer nachhaltigen Stromnetzinfrastruktur (Rat "Verkehr, Telekommunikation und Energie" (Energie) - Consilium) ^* angenommen.

Insbesondere fordert der Rat die Kommission auf, ein regulatorisches Umfeld zu fördern, das den Anforderungen der vereinbarten Dekarbonisierungsziele gerecht wird und gleichzeitig vorausschauende Investitionen erleichtert, und eine Umsetzungsagenda zu entwickeln, um die Mitgliedstaaten in enger Zusammenarbeit mit den Übertragungs- und Verteilernetzbetreibern bei der Beseitigung der Haupthindernisse für die effiziente Nutzung und den Ausbau der Strominfrastruktur zu unterstützen. Wir sprechen uns in diesem Zusammenhang für einen "Power Infrastructure Deal" aus, der die dringend notwendigen Investitionen in die Netzmodernisierung unterstützt. Mit solchen Maßnahmen können Anreize geschaffen werden, um den Ausbau der erneuerbaren Energien eng mit dem Netzausbau zu synchronisieren. Gleichzeitig könnten niedrigere Steuern und eine Förderung der Elektrifizierung dazu beitragen, Energie langfristig bezahlbarer zu machen.

Zur Förderung des europäischen Wasserstoffhochlaufs hat die EU im Mai 2024 ein Maßnahmenpaket für Wasserstoff und den dekarbonisierten Gasmarkt (Hydrogen and decarbonised gas market) ^* verabschiedet. Übergeordnetes Ziel ist es, einen gemeinsamen Rahmen für die Dekarbonisierung des Gas- und Wasserstoffmarktes zu schaffen und den Rechtsrahmen an zukünftige gasförmige Energiemixe anzupassen, die weniger (fossiles) Erdgas und einen steigenden Anteil erneuerbarer und kohlenstoffarmer Gase enthalten. Das Paket sieht vor, dass die meisten Vorschriften, die für das bestehende Erdgasnetz gelten, für dekarbonisierte Gase weitgehend unverändert bleiben und für Wasserstoffnetze übernommen werden. Dies betrifft die eigentumsrechtliche Entflechtung der Übertragungsnetzbetreiber und die Entflechtung der regulierten Anlagen sowie den Zugang Dritter zu den Erdgas- und Wasserstoffnetzen, einschließlich Speicheranlagen und Terminals. Die Verordnung wurde von den Mitgliedsstaaten bis August 2024 umgesetzt.

Im Rahmen der Digitalen Agenda der EU wurden in diesem Jahr der Artificial Intelligence Act (AI Act) und der Cyber Resilience Act (AI Act (AI Act enters into force - European Commission) ^* und Cyber Resilience Act (Cyber resilience act: Council adopts new law on security requirements for digital products - Consilium) ^*) verabschiedet. Ersteres Gesetz soll einen verantwortungsvollen Umgang mit Künstlicher Intelligenz (KI) sicherstellen. Die Anforderungen reichen von einer einfachen Kennzeichnung bis hin zu umfangreichen Dokumentationspflichten für risikoreiche Anwendungen. Wir sehen darin einen zu starken Fokus auf Risikominimierung bei risikoreichen KI-Systemen und plädieren für klarere Vorgaben, die Innovation und Regulierung ausbalancieren. Der Cyber Resilience Act soll grundlegende Sicherheitsanforderungen für digitale Produkte auf dem EU-Markt schaffen. Der Schwerpunkt liegt dabei auf der Cybersicherheit entlang der gesamten Lieferkette, insbesondere angesichts wachsender Risiken und geopolitischer Herausforderungen bei der IT-Beschaffung. Der darin enthaltene Security-by-Design-Ansatz ist für den E.ON-Konzern angesichts der wachsenden Cyber-Risiken in der Lieferkette und der zunehmenden geopolitischen Implikationen bei der Beschaffung von IT-Komponenten von besonderer Bedeutung. Damit werden Cyber-Sicherheitsanforderungen nicht mehr auf Betreiber kritischer Infrastrukturen beschränkt, sondern auf die gesamte Lieferkette ausgeweitet.

Deutschland

Auf nationaler Ebene begann das Jahr 2024 mit dem Inkrafttreten des Wärmeplanungsgesetzes (WPG) (Wärmeplanungsgesetz für klimaneutrale Fernwärme | Bundesregierung) ^* und des Gebäudeenergiegesetzes (GEG) (Gesetz zum Erneuerbaren Heizen | Bundesregierung) ^* , die im vergangenen Jahr verabschiedet wurden. Beide Gesetze sollen die Wärmewende in Deutschland vorantreiben. Das WPG regelt Einzelheiten zur verpflichtenden Einführung einer kommunalen Wärmeplanung ab 2026 beziehungsweise 2028 (für Kommunen <100.000 Einwohner). Das GEG regelt Einzelheiten zur Umsetzung der Wärmewende für Eigentümer von Neubauten und Bestandsgebäuden. Die beiden Gesetze sind zwar inhaltlich miteinander verknüpft, dies ist aber teilweise zu komplex und inkonsistent. Zudem ist der Wärmeplan nach WPG nicht rechtsverbindlich: Die Zuordnung zu einem bestimmten Wärmenetzgebiet bedeutet keine Verpflichtung, eine bestimmte Art der Wärmeversorgung zu nutzen oder anzubieten. Damit fehlt derzeit praktisch allen Infrastrukturbetreibern die notwendige Planungssicherheit.

Fehlende Planungssicherheit, auch aufgrund von Konzessionsverträgen, die enden können, bevor sich Investitionen amortisiert haben, kann zu einer Verzögerung von Dekarbonisierungsmaßnahmen führen.

Der massive Ausbau und die Dekarbonisierung der Fernwärmeversorgung sind für die Wärmewende unerlässlich. Im Sommer 2024 hat die Bundesregierung einen Gesetzentwurf zu den Rahmenbedingungen der Fernwärmeversorgung (Microsoft Word - 240729 AVBFernwärmeV_BMWK_V2_clean.docx) ^* vorgelegt. OIE AG sieht darin die Chance, Planungs- und Investitionssicherheit sowie Transparenz für unsere Kunden zu schaffen.

Die Reform muss so ausgestaltet werden, dass ausreichende Anreize für Investitionen in die Dekarbonisierung gesetzt werden.

Mit der Kraftwerksstrategie (Kraftwerksstrategie: Klimafreundliche und sichere Energieversorgung) ^* der Bundesregierung vom 5. Februar 2024 soll der sofortige Ausbau neuer, moderner, hochflexibler und klimafreundlicher Kraftwerke (H2-ready) durch Ausschreibungen gefördert werden, die dann ab 2028 in einen Kapazitätsmechanismus eingebunden werden. Die Kraftwerksstrategie kann als richtiger Schritt angesehen werden, allerdings sind noch viele wichtige Aspekte offen, wie zum Beispiel die Höhe der ausgeschriebenen Gesamtkapazität (derzeit sind nur 4 x 2,5 MW angekündigt) und wie diese Kapazitäten in einen zukünftigen Kapazitätsmarkt integriert werden, für den im August erste Konzepte vorgeschlagen wurden. Darüber hinaus muss das Thema mit den Leitlinien für staatliche Beihilfen in Einklang gebracht werden, was den Nachweis einer Versorgungslücke erfordert und im Hinblick auf die angestrebte regionale Verteilung der Kraftwerke die Frage der Gebotszoneneinteilung wieder auf die Tagesordnung bringt. Ein wichtiger Punkt ist auch die Frage, ob ein vorgezogener Zubau vor dem geplanten Kohleausstieg 2030 möglich ist. Entscheidend ist aus unserer Sicht jedoch die zügige Entwicklung eines marktbasierten, technologieneutralen Kapazitätsmarktes.

Die Einführung eines Kapazitätsmechanismus bis 2028 wurde ebenfalls im Rahmen der Vorstellung der Kraftwerksstrategie am 5. Februar 2024 angekündigt. Im August 2024 veröffentlichte die Bundesregierung ein Papier mit Optionen für das Strommarktdesign der Zukunft (Strommarktdesign der Zukunft) ^*. Darin enthalten ist ein Vorschlag für einen hybriden Kapazitätsmarkt. Dieser sieht vor, den Markt in zwei Teile zu gliedern: einen zentralen Kapazitätsmarkt für Investitionen mit längeren Refinanzierungszeiträumen und einen dezentralen Markt, der Bilanzkreisverantwortlichen den Zugang zu Kapazitätszertifikaten ermöglicht und sie dazu verpflichtet, zu bestimmten Zeiten im Jahr die jeweilige Höchstlast sicherzustellen.

Im Hinblick auf das Ausschreibungsverfahren für neue Kraftwerke (siehe Kraftwerksstrategie) wird die Herausforderung darin bestehen, möglichst schnell klare und umfassende Rahmenbedingungen für Kapazitätsmechanismen zu definieren, um unnötige Kosten durch Risikopreise zu vermeiden. Der hybride Kapazitätsmarkt soll die Vorteile des zentralen und des dezentralen Kapazitätsmarktes vereinen, bringt aber auch einen deutlich höheren administrativen Aufwand mit sich. Ziel sollte es sein, einen möglichst offenen und damit liquiden Kapazitätsmarkt zu schaffen, der auch Lastmanagement und Speicher einbezieht. Als Vorbild könnte der belgische Kapazitätsmarkt dienen, zumal dieser bereits von der EU-Kommission geprüft wird.

Darüber sollten regionale Flexibilitätsmärkte auch für Netzengpässe etabliert und eine entsprechende räumliche Zuordnung von Erneuerbare-Energien-Anlagen (gegebenenfalls unter Einbeziehung von Speichern oder H2-Senken) gefördert werden.

Das Gesetz zum Smart Meter Rollout in Deutschland (GNDEW) (BMWK - Smart Meter-Gesetz final beschlossen: Flächendeckender Einsatz intelligenter Stromzähler kommt) ^* ist am 27. Mai 2023 in Kraft getreten. Ziel des Gesetzes ist es, den Einbau von Smart Meter deutschlandweit zu beschleunigen. Bis 2032 sollen diese flächendeckend in Haushalten und Unternehmen zum Einsatz kommen.

Im Jahr 2024 hat die vierte Regulierungsperiode Strom in Deutschland begonnen. Gleichwohl sind relevante regulatorische Großparameter wie der generelle Produktivitätsfaktor immer noch nicht abschließend festgelegt und befinden sich weiterhin in Diskussion mit der Behörde. Auch die Festlegung zur regulatorischen Eigenkapitalverzinsung Strom und Gas (sogenannter EK I-Zinssatz) zur vierten Regulierungsperiode ist weiterhin noch nicht rechtskräftig. Der Bundesgerichtshof hat angekündigt, sich ab Dezember 2024 mit der Rechtsbeschwerde der Bundesetzagentur (BNetzA) gegen das Urteil des Oberlandesgericht Düsseldorf zu befassen, das den Netzbetreibern in ihrer ursprünglichen Klage im August 2023 in erster Instanz Recht gegeben hatte.

Mit dem generellen Produktivitätsfaktor sind zu Beginn des Jahres 2025 nunmehr auch alle relevanten regulatorischen Großparameter zur vierten Regulierungsperiode Strom abschließend festgelegt worden. In Bezug auf die Festlegung der regulatorischen Eigenkapitalverzinsung Strom und Gas (sogenannter EK I-Zinssatz) hat der Bundesgerichtshof im Dezember 2024 auf Rechtsbeschwerde der Bundesetzagentur (BNetzA) hin das Urteil des Oberlandesgericht Düsseldorf aufgehoben, das den Netzbetreibern in ihrer ursprünglichen Klage im August 2023 erstinstanzlich noch Recht gegeben und die BNetzA zur Neubescheidung verpflichtet hatte. Damit ist die Festlegung der regulatorischen Eigenkapitalverzinsung zur vierten Regulierungsperiode ebenfalls rechtskräftig.

Mit der Veröffentlichung des Eckpunktepapiers "Netze. Effizient. Sicher. Transformiert." (NEST-Prozess) am 18. Januar 2024 hat die Bundesnetzagentur (BNetzA) einen Prozess zur Überprüfung des aktuellen Regulierungsrahmens im Hinblick auf die infolge der Energie- und Klimawende stark steigenden Anforderungen an die Netzbetreiber in der fünften Regulierungsperiode (Gas ab 2028, Strom ab 2029) gestartet. Im Kontext der Weiterentwicklung des Regulierungsrahmens muss die BNetzA zur Umsetzung der EuGH-Rechtsprechung aus 2021 geltende Rechtsverordnungen durch Festlegungen gestuft bis 2028 ablösen (dies sind die Anreizregulierungsverordnung bzw. die Netzentgelt- und Netzanschlussverordnungen Gas und Strom). Bisheriger Fokus im NEST-Prozess sind die mögliche Einführung eines pauschalisierten Ansatzes der regulatorischen Kapitalkostenbestimmung (WACC-Modell) unter Berücksichtigung der Anpassung der zukünftigen Bestimmung der Eigen- und Fremdkapitalkosten, die unterperiodische Berücksichtigung von energiewendebedingt schneller steigenden Betriebskosten, die künftige Anwendung von allgemeinen und individuellen Effizienzvorgaben und die regulatorischen Rahmenbedingungen der Gastransformation in der Anreizregulierung. Diese Aspekte werden unter Einbezug der Branche bereits in einem längeren Diskussionsprozess seit Anfang 2024 erörtert und sollen abschließend in inhaltlich gestuften Rechtsakten münden, startend mit Rahmenfestlegungen, die dann in Methodenfestlegungen überführt werden, auf deren Grundlage dann Einzelfestlegungen ergehen. Der künftige Regulierungsrahmen ab der fünften Regulierungsperiode besteht dann maßgeblich aus dem rein behördlichen Festlegungsrahmen - dies ist Ausdruck der neuen politischen Unabhängigkeit der BNetzA aufgrund der EuGH-Rechtsprechung. Anfang Januar hat die Bundesnetzagentur hierzu umfangreiche Zwischenstände veröffentlicht. Dabei handelt es sich zunächst aber nur um Tenorierungen mit Erwägungen seitens der Behörde und noch nicht um eine förmliche Konsultation. Gemäß aktuellem Zeitplan der Regulierungsbehörde ist mit einer ersten Rahmenfestlegung im ersten Halbjahr 2025 zu rechnen. Weitere, darauf aufbauende Methodenfestlegungen sollen bis spätestens 2027 folgen. Mit sich daran anschließenden Einzelfestlegungen für Strom ist bis Ende 2028 zu rechnen. Es handelt sich hier um einen gestuften und fortlaufenden Konsultationsprozess - die sich hieraus ergebenden Auswirkungen können daher zum aktuellen Zeitpunkt noch nicht vollumfänglich abgeschätzt werden. 240117_Eckpunkte_clean ^*

Im September 2024 hat die Bundesnetzagentur den Beschluss zur Anpassung von kalkulatorischen Nutzungsdauern und Abschreibungsmodalitäten von Erdgasleitungsinfrastrukturen (KANU 2.0) veröffentlicht. Dieser reflektiert die Dekarbonisierungsziele des Bundes, der eine Netto-Treibhausgasneutralität bis zum Jahr 2045 anstrebt (§ 3 KSG) und zielt darauf ab, die schon länger von der Branche adressierte Problematik einer vollständigen regulatorischen Amortisation von Gasnetzbestandsanlagen zu lösen. Der Beschluss ermöglicht deutlich kürzere kalkulatorische Nutzungsdauern - in Ausnahmefällen bis 2035 und in der Regel bis 2045 oder 2040, abhängig von bundes- oder landesspezifischen Klimaschutzgesetzen. Außerdem werden degressive Abschreibungen mit einem Abschreibungssatz von bis zu 12 Prozent zugelassen, um die Kapitalkosten adäquater mit dem Nutzerverlauf der Erdgasinfrastruktur in Einklang zu bringen und die Netzentgelte für die zuletzt am Netz verbleibenden Kunden einzudämmen. Die neuen Abschreibungsmodalitäten sollen bereits in die Berechnung der Erlösobergrenzen und Netzentgelte für die Jahre 2025 bis 2027 einfließen können. Bundesnetzagentur - KANU 2.0 ^*

Wichtige Voraussetzung für den Wasserstoff-Hochlauf in Deutschland ist das Wasserstoff-Kernnetz. Nachdem die EU-Kommission die deutsche Beihilferegelung genehmigt hat und die Fernleitungsbetreiber ihren Antrag zum Wasserstoff-Kernnetz eingereicht haben, wurde das beantragte Kernnetz von der Bundesetzagentur im Oktober 2024 genehmigt. Das zukünftige Wasserstoff-Kernnetz soll Wasserstoff-Infrastrukturen beinhalten, die sukzessiv bis 2032 in Betrieb gehen sollen. Insgesamt sieht der genehmigte Antrag in Summe eine Leitungslänge von 9.040 km bei zu erwartenden Investitionskosten in Höhe von 18,9 Mrd. € vor, wovon rund 60 Prozent auf umzustellende Leitungen entfallen sollen. Bundesnetzagentur - Presse - Bundesnetzagentur genehmigt Wasserstoff-Kernnetz ^*

Entwicklung der Energiepreise

Im Jahr 2024 spielten geopolitische Ereignisse eine entscheidende Rolle in Bezug auf die Entwicklung und Volatilität der Gas- und Strommarktpreise in ganz Europa, was insbesondere für OIE AG und die Beschaffung von Strom und Gas am Großhandelsmarkt für das Kundenportfolio von entscheidender Bedeutung ist. Zum einen waren die Märkte einer erheblichen Volatilität ausgesetzt, welche mit den gestiegenen Risiken aus dem Transport / der Durchleitung der verbleibenden Gasmengen aus Russland durch die Ukraine begründet sind. Zum anderen reagierten die Märkte auf die geopolitischen Spannungen im Nahen Osten.

Zu Beginn des Jahres 2024 setzte sich der im vierten Quartal 2023 bereits beobachtete Verfall der Energiepreise fort. Das TTF-Frontjahresprodukt-Gas fiel gegenüber dem Jahresanfang um 6 €/MWh auf 27,4 €/MWh Ende Februar, während das deutsche Frontjahresprodukt Grundlast-Strom im gleichen Zeitraum um 23 €/MWh auf 68,6 €/MWh gesunken ist. Der anhaltende Rückgang wurde zudem durch hohe Speicherstände in europäischen Gasspeichern verstärkt, die zum Ende der Wintersaison 2023/24 ein Rekordhoch von mehr als 58 Prozent erreichten. Eine Umkehr dieses Abwärtstrends setzte Ende Februar/Anfang März ein. Im März wurden die Energiepreise auch durch zusätzliche Sanktionen gestützt, durch die der Energieexport aus russischen Quellen auf den Weltmarkt erschwert wurde. Hierdurch erhöhte sich das Preisrisiko, was sich entsprechend in steigenden Preisen niederschlug. Darüber hinaus führten die zunehmenden russischen Angriffe auf die ukrainische Energieinfrastruktur, darunter auch erstmals Angriffe auf Gasspeicher, zu mehr Volatilität und Risikovorsorge in Form von Preisaufschlägen auf den Energiemärkten.

Im zweiten Quartal blieben die Märkte aufgrund weiterer russischer Angriffe auf die Energieinfrastruktur in der Ukraine und Spekulationen über die Zukunft des ukrainischen Gastransits sehr volatil. So stiegen Mitte Mai die Gas- und Strompreise sprunghaft an, wobei das TTF-Frontjahresprodukt Gas fast 40 €/MWh und das deutsche Frontjahresprodukt Grundlast-Strom mehr als 100 €/MWh erreichte.

Aufgrund der gestiegenen Abhängigkeit von LNG-Lieferungen nach Europa, die durch den erheblichen Rückgang von russischen Gaslieferungen durch Pipelines in den letzten drei Jahren erforderlich wurden, reagieren die europäischen Energiemärkte heute viel stärker auf globale Ereignisse als dies in der Vergangenheit der Fall war. Als Beispiel verzeichnete der Markt auch eine erhöhte Volatilität, die durch die unsichere LNG-Versorgungssituation aus Fördergebieten, wie zum Beispiel Malaysia und Australien, verursacht wurde. Hinzu kam, dass die atlantische Hurrikansaison im Jahr 2024 stark war, was jedoch keine größeren oder gar anhaltenden Unterbrechungen der LNG-Versorgung aus dem Golf von Mexiko zur Folge hatte.

Nach einer kurzen Stagnation der Gaspreise und einem leichten Rückgang der Stromterminmarktpreise aufgrund von schwachen CO ₂ -Preisen erhielten die Märkte Ende Juli und Anfang August, noch mehr preissteigernde Impulse aus geopolitischen Entwicklungen. Die Erwartung schwerer Kämpfe in der Ukraine um den letzten verbleibenden Verbindungspunkt, über den russisches Gas durch die Ukraine nach Europa geliefert wird, trieb die Preise für Frontjahres-Gas- und -Stromprodukte erneut auf Jahreshöchststände. Mitte August wurde das TTF-Frontjahresprodukt Gas bei etwa 42 €/MWh gehandelt, und lag damit um 50 Prozent über dem Tiefststand vom Februar. Der Preis für das deutsche Frontjahresprodukt Grundlast-Strom stieg für kurze Zeit erneut über 100 €/MWh.

Die Spannungen im Nahen Osten und die Zukunft des russischen Gastransits durch die Ukraine blieben auch in der zweiten Jahreshälfte 2024 die bestimmenden Themen für die Energiemärkte. Im vierten Quartal orientierten sich /korrelierten die Märkte mit Beginn der Heizperiode wieder mehr mit dem Wetter. Ende Oktober verzeichneten die Speicherstände in den europäischen Gasspeichern einen Rückgang um etwa 40 TWh beziehungsweise 4 Prozentpunkte gegenüber dem Vorjahreszeitraum.

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass die Entwicklung der Gas- und Strommarktpreise im Jahr 2024 durch eine Kombination aus Wetterereignissen, Versorgungsunterbrechungen und geopolitischen Ereignissen bestimmt wurde. Die Energiemärkte waren aufgrund mehrerer Faktoren, darunter ungeplante Ausfälle, längere Wartungsarbeiten und anhaltende Konflikte im Nahen Osten sowie dem Krieg in der Ukraine, erheblichen Schwankungen ausgesetzt. Diese Faktoren führten das ganze Jahr über zu einem volatilen Energiemarkt, der sensibel mit Preisbewegungen auch auf nicht eingetretene Impulse und Risiken reagierte. Grundsätzlich ist OIE AG bestrebt, um faire Preise für die Kunden zu sichern und kurzfristige Preisausschläge zu vermeiden, Energie vorausschauend zu beschaffen.

Ertrags-, Vermögens-, Finanzlage

Ergebnisentwicklung / Ertragslage

Die Umsatzerlöse liegen im Wesentlichen durch geringere Energieerlöse um 30.819 T€ unter dem Vorjahresniveau. Gründe hierfür sind die Absatzrückgange, die zu einem geringeren Umsatz führten sowie einem neuen Vertragsabschluss zur Vermarktung regenerativer Energie, aus dem eine geringere Einspeisevergütung resultiert. Die Bruttoumsatzrendite betrug im Berichtsjahr 9,6 % (Vj. 13,7 %).

Die aktivierten Eigenleistungen erhöhten sich im Vergleich zum Vorjahr um 181 T€. Hierbei handelt es sich um selbsterstellte Herkunftsnachweise aus dem Biomasseheizkraftwerk Neubrücke.

Bei den sonstigen betrieblichen Erträgen ergab sich gegenüber dem Vorjahr ein Rückgang um 1.740 T€. Dieser resultiert im Wesentlichen aus geringeren Rückstellungsauflösungen sowie einer geringeren Weiterverrechnung von Pensionsaufwendungen.

Der Materialaufwand sank im Wesentlichen wegen des Rückgangs der Strom- und Gasbezugskosten, geringeren Einsatzstoffkosten bei der Wärme- und Stromerzeugung sowie geringeren Netzentgelten um 18.215 T€.

Beim Personalaufwand ergab sich gegenüber dem Vorjahr ein Rückgang um 3.829 T€ aufgrund einer geringeren Zuführung zu den Pensionsrückstellungen.

Die Abschreibungen erhöhten sich im Wesentlichen aufgrund eines planmäßig gestiegenen Investitionsvolumens um 114 T€ gegenüber dem Vorjahr.

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen liegen im Wesentlichen wegen geringeren Zuführungen von Rückstellungen um 3.828 T€ unter dem Vorjahresniveau.

Bei dem Zinsergebnis handelt es sich weiterhin um einen Zinsertrag. Dies liegt einerseits an Guthabenzinsen, die um 325 T€ gestiegen sind und andererseits an der positiven Entwicklung im Bereich der Pensionsrückstellungen. Hier wirkt sich die Abzinsung der Pensionsrückstellungen mit 518 T€ verbessernd auf das Zinsergebnis aus. Im Wesentlichen ergibt sich das positive Zinsergebnis aus der Zeitwertbetrachtung des Treuhandvermögens, die zu einer Veränderung gegenüber dem Vorjahr in Höhe von 2.320 T€ führt.

Im Geschäftsjahr 2024 ergab sich ein Ergebnis nach Steuern in Höhe von 8.441 (Vj. 16.304) T€, das in voller Höhe an die E.ON Verwaltungs GmbH, Essen, abgeführt wird. Der Ergebnisrückgang gegenüber dem Vorjahr ist im Wesentlichen durch eine geringere Einspeisevergütung in der regenerativen Stromerzeugung sowie geringere Energieerlöse Strom, Gas und Wärme verursacht. Der Vorstand sieht keine Gefahren, die den Fortbestand des Unternehmens gefährden könnten.

Im Tätigkeitsbereich "Elektrizitätsverteilung" betrug das Ergebnis nach Steuern 2.149 (Vj. 2.342) T€ und im Tätigkeitsbereich "Gasverteilung" 1.234 (Vj. 1.034) T€.

Vermögenslage

Im Berichtsjahr wird mit 145.446 T€ eine niedrigere Bilanzsumme gegenüber dem Vorjahr mit 158.322 T€ ausgewiesen.

Auf der Aktivseite erhöhte sich das Anlagevermögen um 3.800 T€. Das Umlaufvermögen sank um 16.677 T€.

Der Anteil des Anlagevermögens an der Bilanzsumme beträgt 57,2 % (Vj. 50,2 %). Der Anteil des Umlaufvermögens an der Bilanzsumme ist auf 42,8 % (Vj. 49,8 %) gesunken.

Auf der Passivseite sanken die Verbindlichkeiten um 9.728 T€. Die Verbindlichkeitenquote beträgt 10,2 % (Vj. 15,5 %). Die Rückstellungen verringerten sich im Wesentlichen aufgrund leicht gesunkener Pensionsverpflichtungen, einer gesunkenen Bewertung des regulatorischen Preisrisikos im Segment Privatkunden Strom und Gas sowie der Rückstellung Grünstrom-Zertifikate um 3.070 T€. Der Anteil der Rückstellungen an der Bilanzsumme beträgt 49,2 % (Vj. 47,2 %).

Investitionstätigkeit

Die Zugänge beliefen sich im Geschäftsjahr 2024 auf 10.961 (Vj. 9.551) T€. Davon entfielen auf Sachanlagen 10.233 T€ und auf Finanzanlagen 728 T€.

Der Anstieg resultiert im Wesentlichen aus höheren planmäßigen Investitionen im regulierten Bereich.

Im Bereich der Stromversorgung handelt es sich im Wesentlichen um Netzerneuerungen (digitale Ortsnetzstationen und Verkabelung von Freileitungen) und Netzerweiterungen durch Erschließung von Wohn-, Gewerbe- und Industriegebieten sowie den Anschluss neuer Kunden/Einspeiser und für den Netzausbau im Rahmen der erneuerbaren Energien.

Investitionen im Bereich der Gasversorgung wurden reduziert und betreffen die Erneuerung von Netzanlagen und im geringen Maße neue Netzanschlüsse.

Im Bereich der Wärmeversorgung wurden Investitionen in den Wärmenetzen und -anlagen sowie in PV-FF-Anlagen getätigt.

Die Investitionen der Finanzanlagen waren begründet durch die Einbringung des Gesellschafteranteils bei der Neugründung der NAH Energie Idar-Oberstein GmbH.

Finanzlage

Mit der E.ON SE besteht eine zentrale Cash Management-Vereinbarung. Hieraus resultiert zum 31. Dezember 2024 eine Forderung in Höhe von 41.120 (Vj. 57.631) T€. Liquidität war jederzeit ausreichend vorhanden und somit konnte jeder Zahlungsverpflichtung nachgekommen werden.

Leistungsindikatoren im E.ON-Konzern

Die OIE AG wird in den Konzernverbund der E.ON SE einbezogen, welche ihre Gesellschaften auf Segmentebene nach IFRS-Kennzahlen steuert. Zur internen Steuerung und als Indikator für die nachhaltige Ertragskraft verwendet der E.ON-Konzern ein um außergewöhnliche Effekte bereinigtes Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen (EBITDA), welches auf Basis der International Financial Reporting Standards (IFRS) ermittelt wird. Diese Ergebnisgröße ist unabhängig von Investitions- und Abschreibungszyklen und gleichzeitig eine Indikation des zahlungswirksamen Ergebnisbeitrags.

Das EBITDA nach IFRS ist der zentrale und bedeutendste Leistungsindikator für die OIE AG. Das um außergewöhnliche Effekte bereinigte IFRS EBITDA beträgt für 2024 15.154 T€. Abweichungen zum Ergebnis vor Zinsen, Steuern und Abschreibungen nach HGB ergeben sich aufgrund unterschiedlicher Ansatz- und Bewertungsmethoden (3.606 T€) der Rechnungslegungswerke. Diese sind insbesondere zurückzuführen auf die Ermittlung von Pensionsrückstellungen und die Marktbewertung von Vermögenswerten und Schulden.

Bei der OIE AG ist hier insbesondere die Zuführung zu Pensions- und Deputatrückstellungen zu nennen, die im Geschäftsjahr nach HGB zu einem Mehraufwand in Höhe von 3.944 T€ geführt haben. Gleichzeitig führt die im Vergleich nach IFRS schlechtere Zeitwertentwicklung bei der Bewertung des Treuhandvermögens nach HGB zu einer Verschlechterung in Höhe von 745 T€.

Das EBITDA nach IFRS des Berichtsjahres liegt im Wesentlichen aufgrund geringerer Energieerlöse um 9.731 T€ unter dem Vorjahreswert (24.885 T€). Der Rückgang um 944 T€ im Vergleich zur 4. Hochrechnung (16.098 T€) resultiert im Wesentlichen aus geringeren Energieerlösen sowie höheren Vertriebskosten.

Chancen und Risiken

Jedes unternehmerische Handeln birgt neben Chancen auch Risiken. Ziel der OIE AG ist es, Chancen erfolgsorientiert zu nutzen und möglichst frühzeitig Informationen über Risiken und die daraus resultierenden Auswirkungen zu gewinnen, um mit geeigneten Maßnahmen gegensteuern zu können. Organisation und Ablauf des Risikomanagements der Westenergie AG folgen den Vorgaben der Konzernrichtlinie, mit der u.a. die Anforderungen des Gesetzes zur Kontrolle und Transparenz (KonTraG) umgesetzt wurden.

Das Controlling der OIE AG stellt in einem regelmäßigen Reporting und in Prognoserechnungen sowie in darüberhinausgehenden Analysen ein umfassendes Bild der aktuellen wirtschaftlichen Situation sowie der zukünftigen Entwicklung bereit.

Die OIE AG ist in das ganzheitlich organisierte Risikomanagementsystem der Westenergie AG integriert.

Das bewährte Risikomanagementsystem der Westenergie AG ist ein wesentlicher Bestandteil der Unternehmensführung. Damit ist die Identifikation, Bewertung und Begrenzung von Risiken kontinuierlich gewährleistet. Die potenziellen Risiken werden regelmäßig hinsichtlich ihrer möglichen Schadenshöhe und Eintrittswahrscheinlichkeit bewertet und Risikokategorien zugeordnet. Somit unterliegen die Liquiditäts- und Ergebnisrisiken der kontinuierlichen Überwachung. Im Rahmen eines regelmäßigen Risikoreportings oder auch einzelfallbezogen wird der Vorstand der OIE AG eingehend informiert. Die Risikobewertung erfolgt für das aktuelle Geschäftsjahr und für die Jahre der Mittelfristplanung. Zu allen Risiken sind geeignete Steuerungsmaßnahmen erarbeitet sowie ggf. bilanzielle Vorsorgen getroffen worden. Die Vorbeugemaßnahmen werden kontinuierlich im Hinblick auf ihre Eignung und Angemessenheit überprüft.

Durch die Einbindung in das Westenergie-Reporting wird in Gruppen- und Einzelrisiken unterschieden.

Innerhalb der Westenergie-Gruppenrisiken gelten keine Meldegrenzen. Für die OIE AG sind die Risiken "Konzessionsverluste", "Versorgungssicherheit der Netzanlagen in Folge höherer Gewalt" sowie "Einbau eines intelligenten Messsystems auf Kundenwunsch" von Bedeutung und werden quartalsweise betrachtet und an die Westenergie AG gemeldet.

Aufgrund der Westenergie-Meldegrenze für Einzelrisiken in Höhe von 10.000 T€ ist für die OIE AG kein Einzelrisiko an die Westenergie AG meldepflichtig. Die OIE AG selbst definiert Risiken mit einem Schadenswert von mindestens 100 T€ als wesentlich.

Im Geschäftsjahr 2024 ist nach der Risikoabfrage bei den Fachbereichen lediglich das regulatorische Preisrisiko im Segment Privatkunden Strom und Gas (Preisanpassungsklausel; § 315 BGB; §§ 19, 29 GWB) von wesentlicher Relevanz. Die Bedeutung des Risikos wird für die OIE AG als mittel eingestuft.

Zusammenfassend ist festzustellen, dass bei Betrachtung von Normal-Ereignissen während des Geschäftsjahres 2024 keine den Fortbestand des Unternehmens gefährdende Risiken bestanden haben. Ein Entstehen derartiger Risiken für das folgende Geschäftsjahr ist derzeit nicht erkennbar. Das bezüglich der aktuellen Energiepreisentwicklung bestehende Risiko wird fortlaufend bewertet. Diesem wird mit entsprechenden Maßnahmen gegengesteuert.

Prognosebericht

Gesamtwirtschaftliche Situation

Die anhaltenden geopolitischen Krisen und die damit verbundenen Unsicherheiten wirken sich auch auf die Entwicklung der Wirtschaft aus. Somit sind sie in den Prognosen für das Wirtschaftswachstum berücksichtigt. Die OECD geht von einem globalen Wirtschaftswachstum von 3,3 Prozent für die Jahre 2025 und 2026 aus.

In diesen Prognosen ist berücksichtigt, dass die Inflation weiter nachlässt und der Welthandel sich erholt. Falls jedoch die Spannungen im Handel sowie protektionistische Bestrebungen zunehmen, könnten diese Auswirkungen auf die Lieferketten und die Verbraucherpreise haben und somit das Wirtschaftswachstum beeinträchtigen. (Quelle: OECD Dezember 2024)

Für den Euroraum prognostiziert die OECD ein Wirtschaftswachstum für das Jahr 2025 von 1,3 Prozent und für das Jahr 2026 mit 1,5 Prozent. Die europäische Wirtschaft soll sich langsam erholen, jedoch ist es für die einzelnen Staaten eine Gratwanderung einerseits die Schulden zu senken und anderseits das Wachstum anzuschieben. Wirtschaft - EU-Kommission senkt Wachstumsprognose für Euroraum - Deutschland abgeschlagen ^*

Mit Blick auf Deutschland erwartet die OECD für die Jahre 2025 und 2026 ein BIP-Wachstum von 0,7 Prozent und von 1,2 Prozent. Mitte des Jahres sind die Experten noch von leicht höheren Wachstumsraten ausgegangen. Als Begründung für die schlechteren Erwartungen werden unter anderem der Fachkräftemangel und ein schwacher Binnenkonsum genannt. In den Prognosen sind niedrige Inflationsraten (2025: 2,0 Prozent und 2026: 1,9 Prozent) und steigende Löhne berücksichtigt, die die Realeinkommen und den privaten Verbrauch stützen sollen. Die privaten Investitionen sollen sich dank der hohen Ersparnis der Unternehmen und der langsam sinkenden Zinssätze nach und nach beleben. Politische Unsicherheiten werden das Investitionsklima voraussichtlich weiter belasten. Weiter wird davon ausgegangen, dass sich die Exporte unter dem Einfluss der steigenden Nachfrage bei wichtigen Handelspartnern allmählich erholen. (Quelle: OECD Dezember 2024) OECD-Prognose: Deutschland wird von anderen Industrienationen abgehängt ^*

Herbstprognose: Wirtschaft erneut in der Rezession - ZDFheute ^*

Wirtschaft - EU-Kommission senkt Wachstumsprognose für Euroraum - Deutschland abgeschlagen ^*

Lage der Wirtschaft in Europa: Einst Wachstumsmotor: Brüssel senkt Prognose für Deutschland ^*

Konjunkturprognose: Deutsche Wirtschaft soll auch 2025 laut IWF kaum wachsen | ZEIT ONLINE ^*

Internationaler Währungsfonds senkt Konjunkturprognose für Deutschland | tagesschau.de ^*

DIHK erwartet auch 2025 kein Wirtschaftswachstum - DER SPIEGEL ^*

Wirtschaftsweise erwarten 2025 nur geringes Wachstum | tagesschau.de ^*

Aktuelle Prognose der OIE AG

Die in der 4. Hochrechnung für das Geschäftsjahr 2024 prognostizierten Bruttoumsatzerlöse in Höhe von 91.986 T€ wurden zu 96 % erreicht. Das Ergebnis vor Steuern nach HGB liegt im Wesentlichen aufgrund einer höheren Weiterverrechnung von Pensionsaufwendungen sowie höheren Rückstellungsauflösungen mit 8.441 T€ über dem geplanten Ergebnis in Höhe von 6.342 T€.

Für das Geschäftsjahr 2025 budgetierte die OIE AG Bruttoumsatzerlöse in Höhe von 89.347 T€ sowie ein Ergebnis vor Steuern nach HGB in Höhe von 4.828 T€. Für das kommende Geschäftsjahr wird ein bereinigtes EBITDA nach IFRS in Höhe von 10.059 T€ erwartet.

^* Die gekennzeichneten Verweise innerhalb des Lageberichts sind nicht Bestandteil der gesetzlichen Jahresabschlussprüfung und somit ungeprüft.

Bilanz

AKTIVA

Gewinn- und Verlustrechnung von 1. Januar 2024 bis 31. Dezember 2024

der OIE AG, Idar-Oberstein

Anhang 2024

Amtsgericht Bad Kreuznach, HRB 10017

Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

Der Jahresabschluss wird nach den handelsrechtlichen Vorschriften für große Kapitalgesellschaften unter Berücksichtigung der Regelungen für Aktiengesellschaften sowie den relevanten Vorschriften des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) unter teilweiser Gewinnverwendung aufgestellt.

Die Gewinn- und Verlustrechnung wurde nach dem Gesamtkostenverfahren aufgestellt. Beim Ausweis werden branchenspezifische Besonderheiten berücksichtigt.

Zur Verbesserung der Klarheit der Darstellung sind in der Bilanz und in der Gewinn- und Verlustrechnung Posten zusammengefasst und im Anhang gesondert ausgewiesen.

Aktiva

Sachanlagen werden zu Anschaffungs- und Herstellungskosten und, soweit abnutzbar, abzüglich planmäßiger Abschreibungen bewertet.

Die Herstellungskosten wurden gemäß § 255 Absatz 2 HGB ermittelt. Von den Wahlrechten gemäß § 255 Absatz 2 Satz 3 HGB und § 255 Absatz 3 HGB wurde kein Gebrauch gemacht.

Die Abschreibungen auf Zugänge werden in der Regel linear über die voraussichtlichen betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern zwischen 5 und 50 Jahren vorgenommen. Das Wahlrecht zur Fortführung der Wertansätze der Altbestände wird teilweise ausgeübt. Bei Vermögensgegenständen, die der Gruppe der Leitungsnetze zuzuordnen sind, erfolgte mit Beginn des Geschäftsjahres 2015 zur Verbesserung des Einblicks in die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage ein Wechsel von der degressiven Abschreibungsmethode zur linearen Abschreibungsmethode für nachträgliche Anschaffungs- und Herstellungskosten, welche vor dem 1. Januar 2010 entstanden sind.

Auf die Zugänge zum beweglichen Anlagevermögen erfolgt die Abschreibung pro-rata-temporis.

Die Beteiligungen sind zu Anschaffungskosten bewertet. Die Ausleihungen an Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht, sind - soweit sie zinslos gewährt wurden - auf den Barwert abgezinst.

Die Vorräte werden zu Anschaffungskosten unter Beachtung des Niederstwertprinzips angesetzt. Aus der Inanspruchnahme der Bewertungsvereinfachung gemäß § 256 Satz 1 HGB entstehen unwesentliche Bewertungsunterschiede.

Forderungen, sonstige Vermögensgegenstände und flüssige Mittel sind zum Nennwert bilanziert und werden unter Berücksichtigung des Ausfallsrisikos wertberichtigt.

Innerhalb der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sind zum Bilanzstichtag sorgfältig ermittelte Schätzbeträge für die erst bei der Durchführung der Jahresabrechnungen abrechnungsfähigen Energielieferungen erfasst. Der Verbrauch der Kunden wird lediglich einmal jährlich (rollierende Jahresverbrauchsablesung) ermittelt und anschließend unter Anrechnung der unterjährig vereinnahmten Abschlagszahlungen abgerechnet. Aufgrund der rollierenden Ablesung liegen für diesen Teil der Kunden keine aktuellen Ablesedaten zum Bilanzstichtag vor. Dies führt zu der Notwendigkeit einer Jahresverbrauchsabgrenzung zum Bilanzstichtag auf der Grundlage der aktuellen Tarife und eines angenommenen Verbrauchsverhaltens. Erhaltene Abschlagszahlungen der Kunden sind mit den Forderungen aus Energielieferungen verrechnet. Erkennbare Risiken werden durch angemessene Wertberichtigungen berücksichtigt.

Die nach EU-ETS unentgeltlich zugeteilten CO ₂ -Zertifikate werden mit einem Erinnerungswert angesetzt.

Passiva

Das gezeichnete Kapital ist zum Nennwert bilanziert.

Steuerpflichtige Zuschüsse für Investitionen sind als Sonderposten für Investitionszuwendungen zum Anlagevermögen passiviert. Steuerrechtliche Sonderabschreibungen auf Vermögensgegenstände des Anlagevermögens sind als Sonderposten mit Rücklageanteil ausgewiesen. Die bis zum 31. Dezember 2009 gemäß § 6b und § 7d EStG gebildeten Sonderposten werden fortgeschrieben. Gemäß BilMoG werden ab 1. Januar 2010 keine neuen Sonderposten mehr gebildet. Das Beibehaltungswahlrecht für sogenannte Altfälle wurde gemäß den Übergangsbestimmungen des BilMoG in Anspruch genommen.

Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen werden auf der Grundlage versicherungsmathematischer Berechnungen unter Berücksichtigung der RT 2018G der Heubeck-Richttafeln-GmbH, Köln, - die eine generationenabhängige Lebenserwartung berücksichtigen - nach dem Anwartschaftsbarwertverfahren gebildet. Der Gesetzgeber hat im Rahmen des Gesetzes zur Umsetzung der Wohnimmobilienkreditrichtlinie beschlossen, für Pensionsrückstellungen ab 1. Januar 2016 einen von der Deutschen Bundesbank veröffentlichten durchschnittlichen Marktzinssatz der vergangenen zehn Jahre zugrunde zu legen (§ 253 Abs. 2 Satz 2 HGB), der sich bei einer angenommenen Restlaufzeit von 15 Jahren ergibt. Der im Berichtsjahr angewendete Zinssatz beträgt 1,90 % (Vj. 1,82 %). Hieraus ergibt sich durch die Anwendung des 10-Jahresdurchschnittszinssatzes im Vergleich zur Anwendung des 7-Jahresdurchschnittszinssatzes von 1,97 % (Vj. 1,74 %) ein negativer Unterschiedsbetrag von -1.142 (Vj. 996) T€. Im Rahmen weiterer Rechnungsannahmen wurden jährliche Lohn- und Gehaltssteigerungen von 2,95 % (Vj. 2,95 %) und Rentensteigerungen von jährlich 2,20 % (Vj. 2,20 %) unterstellt.

Im Rahmen eines Contractual Trust Arrangement wurden Vermögenswerte auf einen Treuhänder zur externen Finanzierung von Teilen der betrieblichen Altersversorgung übertragen. Das Deckungsvermögen zur Absicherung der Erfüllung der Pensionsverpflichtungen wird vom E.ON Pension Trust e.V. treuhänderisch für die OIE AG verwaltet.

Die Rückstellungen für Pensionen wurden mit Deckungsvermögen gemäß § 246 Abs. 2 Satz 2 HGB verrechnet. Das Deckungsvermögen wurde zum Zeitwert bewertet. Der beizulegende Zeitwert der verrechneten Vermögensgegenstände entspricht dem Marktpreis zum 31. Dezember 2024. Das Vermögen des Contractual Trust Arrangements ist in Spezialfonds angelegt, die wiederum in verschiedene, vom Treugeber vorgegebene Wertpapierklassen investieren. Der Marktwert des Deckungsvermögens entspricht dabei dem Zeitwert der in Spezialfonds zusammengefassten Wertpapieren.

Ergebnisauswirkungen aus einer Zeitwertänderung des Deckungsvermögens und laufende Erträge des Deckungsvermögens werden nach Verrechnung im Zinsergebnis ausgewiesen.

Bei der Bemessung der sonstigen Rückstellungen wird allen erkennbaren Risiken sowie ungewissen Verbindlichkeiten angemessen und ausreichend Rechnung getragen. Die sonstigen Rückstellungen, die bis auf 47 T€ alle eine Restlaufzeit von bis zu einem Jahr haben, sind zum Erfüllungsbetrag angesetzt und enthalten die zukünftigen Kosten- und Preissteigerungen.

Die Verbindlichkeiten sind mit ihrem Erfüllungsbetrag angesetzt.

Aufgrund der bestehenden steuerlichen Organschaft werden nach HGB keine latenten Steuern bilanziert.

Die vereinnahmten Hausanschlusskosten und Baukostenzuschüsse, die die Gesellschaft erhalten hat, werden als Rechnungsabgrenzungsposten ausgewiesen und über 20 Jahre hinweg zu 5 % vereinnahmt. Sie betreffen ausschließlich das nicht regulierte Geschäft. Auch die im Zusammenhang mit Elektromobilität erhaltene Umweltprämie wird als passiver Rechnungsabgrenzungsposten bilanziert und über 7 Jahren vereinnahmt.

Gewinn- und Verlustrechnung

Abweichend von der in § 275 Abs. 2 HGB vorgeschriebenen Gliederung der Gewinn- und Verlustrechnung werden die sonstigen Steuern nicht unter dem hierfür vorgesehenen Posten Nr. 16 erfasst, da es sich hierbei um Kostensteuern handelt. Diese werden unter den sonstigen betrieblichen Aufwendungen ausgewiesen.

In der Gewinn- und Verlustrechnung wird in einem gesonderten Posten nach den Umsatzerlösen die Strom- und Erdgassteuer offen abgesetzt.

Bilanzerläuterungen

(1) Anlagevermögen

Die Aufgliederung der in der Bilanz zusammengefassten Anlagenpositionen und ihre Entwicklung werden im Anlagenspiegel dargestellt.

Der Buchwert des Anlagevermögens betrug am Bilanzstichtag 83.240 T€.

Die Zugänge betrugen 10.961 T€.

Unter den Finanzanlagen ist die Beteiligung an der Gesellschaft für Baudenkmalpflege mbH (GfB) in Idar-Oberstein sowie erstmalig die NAH Energie Idar-Oberstein GmbH ausgewiesen.

Das gezeichnete Kapital der GfB, an der die OIE AG mit 20 % beteiligt ist, beträgt 25.750,00 €. Der Jahresabschluss zum 31. Dezember 2024 weist einen Jahresüberschuss von 6.596,29 € und ein Eigenkapital von 28.258,85 € aus.

Die OIE AG ist an der NAH Energie Idar-Oberstein GmbH mit 46 % beteiligt. Dies entspricht einem Anteil am Stammkapital in Höhe von 728.500,00 €, von dem 11.500,00 € auf den Anteil der Barwertgründung zurückzuführen sind. Weitere 694.413,31 € entsprechen dem Ertragswert eingebrachter Sachanlagewerte in Höhe von 717.000,00 € vermindert um die im Zeitraum 1. April bis 30. September 2024 aufgelaufene Abschreibung in Höhe von 22.586,69 €. Die durch die Abschreibung bedingte Wertminderung wurde als Agio bar eingezahlt. Weitere Gesellschafter sind die Stadt Idar-Oberstein (46 %) und die Kreissparkasse Birkenfeld (8 %). Für das Rumpfgeschäftsjahr vom 1. Oktober bis 31. Dezember 2024 lagen bei Abschlusserstellung noch keine Geschäftszahlen vor.

Anlagenspiegel

(Z) = Zuschreibung

(2) Vorräte

Die Vorräte beinhalten 1.279 (Vj. 975) T€ für CO ₂ -Zertifikate gemäß Brennstoffemissionshandelsgesetz (BEHG), 11 (Vj. 32) T€ für Grünstrom-Zertifikate sowie 6 (Vj. 45) T€ für Heizöl.

(3) Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

Innerhalb der Forderungen aus Lieferungen und Leistungen sind erhaltene Abschlagszahlungen mit 26.306 (Vj. 28.652) T€ saldiert. Weiterhin resultieren 631 (Vj. 6.999) T€ aus nicht verrechneter Energiepreisbremse. Zudem sind in dieser Position Wertberichtigungen in Höhe von 870 (Vj. 624) T€ enthalten.

Die Forderungen gegen verbundene Unternehmen betreffen das zentrale Cash Management in Höhe von 41.120 (Vj. 57.631) T€ sowie Lieferungen und Leistungen in Höhe von 2.341 (Vj. 4.133) T€. Darüber hinaus beinhaltet diese Position anrechenbare Quellensteuern in Höhe von 257 (Vj. 220) T€.

Die Forderungen gegen Unternehmen, mit denen ein Beteiligungsverhältnis besteht, betreffen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen 6 (Vj. 0) T€ sowie Darlehenszinsen in Höhe von 0 (Vj. 1) T€.

Die sonstigen Vermögensgegenstände enthalten u.a. Forderungen aus Strom- und Energiesteuer in Höhe von 344 (Vj. 782) T€.

Die Forderungen und sonstigen Vermögensgegenstände haben, wie im Vorjahr, eine Restlaufzeit von weniger als einem Jahr.

(4) Flüssige Mittel

(5) Eigenkapital

Das gezeichnete Kapital ist in 100.000 vinkulierte Namensaktien eingeteilt.

Gemäß § 253 Abs. 1 Satz 4 HGB besteht die Pflicht zur Zeitwertbewertung von Vermögensgegenständen für die Altersversorgung (Deckungsvermögen). Daraus resultierende Gewinne unterliegen gemäß § 268 Abs. 8 Satz 3 HGB einer Ausschüttungssperre, die in Verbindung mit § 301 AktG die Gewinnabführung vermindert. Der Bilanzgewinn setzt sich aus den mit Abführungssperren behafteten Jahresergebnissen der Jahre 2010 bis 2018 in Höhe von 4.862 T€ abzüglich freier Rücklagen aus den Vorjahren in Höhe von 777 T€ zusammen. Das Ergebnis nach Steuern 2024 in Höhe von 8.441 T€ ist nicht abführungsgesperrt, da seit dem Jahr 2019 freie Rücklagen in Höhe von 49.777 T€ bestehen. Es wurde das Wahlrecht des § 277 Abs. 3 HGB in Anspruch genommen und der Bilanzgewinn nicht abgeführt.

Maximal abführbarer Betrag

Nach Verrechnung des abführungsgesperrten Betrags (4.337 T€) aus der Bewertung von Vermögensgegenständen zum beizulegenden Zeitwert oberhalb der Anschaffungskosten mit dem Ergebnis vor Gewinnabführung, den frei verfügbaren Rücklagen und dem Gewinnvortrag verbleibt somit ein maximal abführbarer Betrag in Höhe von 57.966 T€. Für die Ermittlung der ausschüttungsgesperrten Beträge aus der Zeitbewertung von Gegenständen des Deckungsvermögens wurden die historischen Anschaffungskosten nach der Durchschnittsbewertung ermittelt. Dies entspricht der Empfehlung der Konzernrichtlinie.

(6) Sonderposten

(7) Rückstellungen

Bei den Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen ist das Deckungsvermögen verrechnet. Im Rahmen eines Contractual Trust Arrangement (CTA) wurden zum 1. November 2008 Vermögenswerte auf einen Treuhänder, den RWE Pensionstreuhand e.V., zur externen Finanzierung von Teilen der betrieblichen Altersversorgung übertragen. Nach erfolgter Integration der innogy SE in den E.ON-Konzern erfolgt die treuhänderische Verwaltung durch den E.ON Pension Trust e.V.

Der Erfüllungsbetrag der Altersversorgungsverpflichtungen beträgt 105.644 (Vj. 103.583) T€. Das mit der Pensionsverpflichtung verrechnete Vermögen hat einen Zeitwert von insgesamt 38.143 (Vj. 34.544) T€ und Anschaffungskosten in Höhe von 34.304 (Vj. 31.542) T€. Sie entfallen mit 34.268 (Vj. 31.505) T€ auf langfristige Anlagen (Fondsanteile) und mit 36 (Vj. 37) T€ auf kurzfristige Anlagen (Bankguthaben). Aus der Zeitwertbewertung der Fondsanteile ergibt sich ein abführungsgesperrter Betrag.

Die Bewertung des Deckungsvermögens erfolgt zum beizulegenden Zeitwert. Das Deckungsvermögen teilt sich auf in am aktiven Markt gelistetes Vermögen (ca. 61,2 %) und in nicht am aktiven Markt gelistetes Vermögen (ca. 38,8 %). Der beizulegende Zeitwert des Deckungsvermögens wurde, soweit es sich um am aktiven Markt gelistetes Vermögen handelt, durch die beauftragten Verwaltungsgesellschaften unter Zuhilfenahme von Börsenkursen bewertet. Sofern es sich um nicht am aktiven Markt gelistetes Vermögen handelt, wurden die Werte mit Hilfe allgemein anerkannter Bewertungsmethoden, wie zum Beispiel des Discounted-Cash-Flow-Verfahrens bei Immobilienbewertungen, unter Verwendung branchenspezifischer Annahmen zum Abschlussstichtag abgeleitet. Die jeweilige Verwaltungsgesellschaft, respektive die dort beauftragten Gutachter, legen die Bewertungsannahmen, wie zum Beispiel Zinssätze, fest.

Die sonstigen Rückstellungen enthalten u. a. sonstige ungewisse Verbindlichkeiten in Höhe von 2.000 (Vj. 2.943) T€ für das regulatorische Risiko aus Preisanpassungsklauseln, 1.356 (Vj. 1.790) T€ für die Abgabeverpflichtung der CO ₂ -Zertifikate nach BEHG und der Grünstrom-Zertifikate, 325 (Vj. 327) T€ für Inkassokosten sowie 69 (Vj. 321) T€ für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften.

(8) Verbindlichkeiten

Alle Verbindlichkeiten haben, wie im Vorjahr, eine Restlaufzeit von bis zu einem Jahr.

Von den Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen betreffen 4.176 (Vj. 5.400) T€ Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen und 8.441 (Vj. 16.304) T€ Verbindlichkeiten aus der Ergebnisabführung. Die Verbindlichkeiten sind nicht besichert.

(9) Rechnungsabgrenzungsposten

(10) Sonstige finanzielle Verpflichtungen und Haftungsverhältnisse

Sonstige finanzielle Verpflichtungen betreffend die Altersversorgung

Für die von Willis Towers Watson Pensionsfonds AG verwalteten Anteile des Treuhandvermögens zur Absicherung der Pensionsverpflichtungen der OIE AG, besteht für den Fall einer möglichen, zukünftigen Unterdeckung eine gesetzliche Nachschussverpflichtung der OIE AG in ihrer Eigenschaft als Arbeitgeberin.

Verpflichtung gegenüber verbundenen Unternehmen

Entsprechend den Grundsätzen des IDW RS ÖFA 3 fasst die OIE AG schwebende Energiebeschaffungs- und Absatzgeschäfte abweichend vom Einzelbewertungsgrundsatz gemäß § 252 Abs. 1 Nr. 3 HGB für Zwecke der bilanziellen Bewertung zu Vertragsportfolien zusammen. Im Rahmen ihrer Vertriebstätigkeit verkauft die OIE AG Energie mit künftigem Lieferdatum an ihre Privat- und Gewerbekunden. Für die Liefermengen an Privat- und Gewerbekunden (mit hoher Wahrscheinlichkeit erwartete Transaktionen) erfolgt grundsätzlich eine Beschaffung in Tranchen, wobei auch zukünftige Prognosedaten für Energieliefermengen in branchenüblichen Zeiträumen berücksichtigt werden. Bei diesen Geschäften handelt es sich um routinemäßig durchgeführte Transaktionen, die im Rahmen des Endkundengeschäfts regelmäßig in den vergangenen Geschäftsjahren eingetreten sind und daher als hochwahrscheinlich eingestuft werden. Bei den zugehörigen schwebenden Beschaffungsgeschäften handelt es sich um physisch zu erfüllende Geschäfte, die der Marktpreissicherung für künftige Energielieferverpflichtungen für Strom und Gas dienen. Diese werden für Zwecke der Bewertung zusammengefasst.

Im Segment Geschäftskunden werden die Energiebezugspreise grundsätzlich durch eine bedarfsgerechte Beschaffung abgesichert, d. h. zum Zeitpunkt der Anmeldung des Kundenbedarfs werden die Liefermengen eingedeckt, die mit dem Kunden vereinbart sind (Back-to-Back-Beschaffung).

Die Abgrenzung der jeweils für die im Strom- und Gasbereich gebildeten Vertragsportfolien Privat- und Gewerbekunden sowie Geschäftskunden steht im Einklang mit der internen Steuerung der Gesellschaft. Ein wesentlicher Bestandteil der internen Steuerung ist das Risikomanagement, einschließlich einer Deckungsbeitragsrechnung, die für die Vertragsportfolien in den Beschaffungszeiträumen positive Deckungsbeiträge aufweist. Die in das jeweilige Vertragsportfolio einbezogenen Geschäfte sind sowohl in sachlicher als auch in zeitlicher Hinsicht gleichartigen Risiken ausgesetzt, sodass eine Sicherungswirkung erzielt werden kann.

Zukünftige Verpflichtungen aus Strom- und Erdgasbezugsverträgen bestehen in Höhe von rund 31.847 T€, die vollständig auf verbundene Unternehmen entfallen.

Aus der Laufzeit der Betriebsführungs- und Personaldienstleistungsverträgen mit anderen Konzerngesellschaften bestehen bis zum frühstmöglichen Beendigungszeitpunkt finanzielle Verpflichtungen in Höhe von durchschnittlich 10.329 T€ p. a.

Sonstige finanzielle Verpflichtungen

Zum 31. Dezember 2024 bestand wie im Vorjahr kein Bestellobligo.

Sonstige Haftungsverhältnisse

Darüber hinaus bestehen keine Verbindlichkeiten aus der Begebung und Übertragung von Wechseln, aus Bürgschaften, Wechsel- und Scheckbürgschaften und aus Gewährleistungsverträgen sowie keine Haftungsverhältnisse aus der Bestellung von Sicherheiten für fremde Verbindlichkeiten, welche nicht in der Bilanz ausgewiesen sind.

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

(11) Umsatzerlöse

Sämtliche Umsatzerlöse werden im Inland erzielt.

In den Umsatzerlösen Strom sind Pachtentgelte von der Westenergie AG in Höhe von 6.435 (Vj. 6.002) T€ sowie Erlöse aus Stromsteuer in Höhe von 2.559 (Vj. 3.093) T€ enthalten.

In den Umsatzerlösen Gas sind Pachtentgelte von der Westenergie AG in Höhe von 2.051 (Vj. 1.859) T€ sowie Erlöse aus Erdgassteuer in Höhe von 716 (Vj. 878) T€ enthalten.

(12) Aktivierte Eigenleistungen

In den aktivierten Eigenleistungen sind selbsterstellte Herkunftsnachweise aus dem Biomasseheizkraftwerk Neubrücke in Höhe von 233 (Vj. 51) T€ enthalten.

(13) Sonstige betriebliche Erträge

In den übrigen sonstigen Erträgen sind u.a. Erträge aus Weiterverrechnungen von Pensionsaufwendungen in Höhe von 6.137 (Vj. 6.864) T€ sowie Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen in Höhe von 2.345 (Vj. 3.573) T€ enthalten.

(14) Materialaufwand

Die Aufwendungen für Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffe und für bezogene Waren beinhalten Aufwendungen für Strombezug in Höhe von 17.930 (Vj. 25.514) T€, Aufwendungen für Gasbezug in Höhe von 7.488 (Vj. 13.991) T€ sowie Einsatzstoffkosten für die Strom- und Wärmeerzeugung in Höhe von 7.529 (Vj. 10.781) T€.

Die bezogenen Leistungen enthalten Aufwendungen für Netznutzungsentgelte in Höhe von 19.514 (Vj. 19.882) T€.

(15) Personalaufwand

Die OIE AG hat kein eigenes Personal.

Unter dem Personalaufwand werden ausschließlich Aufwendungen für Altersversorgung ausgewiesen; diese betreffen die Zuführungen zu den Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen.

Zum 31. Dezember 2024 erhielten 187 (Vj. 193) ehemalige Mitarbeiterinnen und Mitarbeiter bzw. Hinterbliebene betriebliche Versorgungsleistungen einschließlich Deputaten.

(16) Sonstige betriebliche Aufwendungen

In den übrigen sonstigen Aufwendungen sind im Wesentlichen Kosten der Betriebsführung in Höhe von 8.231 (Vj. 7.792) T€, einem Saldo aus der Zuführung und Inanspruchnahme von Rückstellungen in Höhe von 1.224 (Vj. 5.500) T€ sowie Konzessionsabgaben in Höhe von 2.677 (Vj. 2.734) T€ enthalten.

(17) Zinsergebnis

Die Zinserträge bestehen im Wesentlichen aus Zinsen des Finanzmittelkontos in Höhe von 1.921 (Vj. 1.596) T€.

Der Zinsertrag aus der Zuführung zu Pensionsrückstellungen in Höhe von 372 (Vj. 2.174) T€ ergibt sich aus Zinserträgen und Ausschüttungen in Höhe von 60 (Vj. 23) T€, einem Gewinn aus der Zeitwertbewertung des Deckungsvermögens in Höhe von 838 (Vj. 2.380) T€, saldiert mit einem Zinsaufwand aus der Aufzinsung von Pensionsrückstellungen in Höhe von 431 (Vj. 981) T€ und zzgl. dem Zinsaufwand aus der Aufzinsung von pensionsähnlichen Rückstellungen 96 (Vj. 63) T€.

(18) Gewinnabführung / Verlustübernahme

Bekanntmachung gemäß § 20 AktG

Gemäß Mitteilung vom 16. November 2020 gehört die Mehrheit der Anteile an der OIE AG der Westenergie AG. Die Mehrheit der Anteile der Westenergie AG hält die E.ON Verwaltungs GmbH. Die Mehrheit der Anteile an der E.ON Verwaltungs GmbH hält die E.ON Beteiligungen GmbH. Die Mehrheit der Anteile der E.ON Beteiligungen GmbH hält die E.ON SE.

Sowohl der E.ON SE, als auch der E.ON Beteiligungen GmbH, der E.ON Verwaltungs GmbH und der Westenergie AG sind damit gemäß § 20 Abs. 4 i. V. m. § 16 Abs. 1 AktG die Mehrheit der Anteile an der OIE AG zuzurechnen.

Geschäfte größeren Umfangs mit verbundenen Unternehmen

Mit verbundenen Unternehmen wurden folgende Geschäfte abgewickelt, die aus der gewöhnlichen Tätigkeit eines Energieversorgungsunternehmens herausfallen:

Zur Umsetzung der Vorgaben gemäß Energiewirtschaftsgesetz hat die OIE AG die in ihrem Eigentum befindlichen Strom- und Gasverteilnetze an die Westenergie AG verpachtet. Die Pachtentgelte betrugen 8.486 (Vj. 7.861) T€. Der Pachtvertrag über das Gasverteilnetz wurde Ende 2022 um weitere fünf Jahre bis 31. Dezember 2027 verlängert. Der Pachtvertrag über das Stromverteilnetz wurde Ende 2023 um weitere fünf Jahre bis 31. Dezember 2028 verlängert. Mit der Westenergie AG besteht ein Betriebsführungsvertrag und mit der Westnetz GmbH ein Vertrag zur Verrechnung von Personalaufwendungen. Für die erbrachten Leistungen zahlte die OIE AG Entgelte in Höhe von 11.621 (Vj. 11.244) T€.

Sonstige Angaben

Die OIE AG wird in den Konzernabschluss der E.ON SE, Essen, (kleinster und größter Konsolidierungskreis) einbezogen, der nach den in der Europäischen Union gültigen IFRS aufgestellt wird. Der Konzernabschluss der E.ON SE wird im Unternehmensregister veröffentlicht.

Auf die Angabe der Honorare des Abschlussprüfers nach § 285 Nr. 17 HGB wird verzichtet, weil diese Angabe im Konzernabschluss des einbeziehenden Mutterunternehmens enthalten ist.

Es liegen keine außerbilanziellen Geschäfte gemäß § 285 Nr. 3 HGB, die für die Beurteilung der Finanzlage notwendig sind, vor.

Angabepflichtige Geschäftsbeziehungen zu nahestehenden Personen und Unternehmen im wesentlichen Umfang zu nicht marktüblichen Bedingungen bestanden nicht.

Angabe zu Vorgängen von besonderer Bedeutung nach dem Schluss des Geschäftsjahres

Es existieren nach § 285 Nr. 33 HGB keine wesentlichen Ereignisse nach dem Bilanzstichtag.

Aufsichtsrat

Dr. Stefan Küppers

Vorstand Ressort Technik

Westenergie AG

Vorsitzender

Eugenia Kampmann

Leiterin Anlagenrechnung

Westenergie AG

stellv. Vorsitzende

Sascha Murphy

Betriebsratsvorsitzender

Standort Idar-Oberstein

Westnetz GmbH

Martin Beyer

Teamleiter Nachrichtentechnik Rheinland-Pfalz

Westnetz GmbH

Ute Flott

Vice President Customer Insights & Experience

E.ON Energie Deutschland GmbH

Frank Frühauf

Oberbürgermeister Idar-Oberstein

Die Vergütungen für den Aufsichtsrat beliefen sich auf 12 (Vj. 12) T€.

Vorstand

Thomas Johann

Leiter Regionalzentrum Rhein-Nahe-Hunsrück

Westnetz GmbH

Andreas Berg

Leiter Regionalvertrieb B2C

E.ON Energie Deutschland GmbH

Der Vorstand erhält seine Bezüge von der Konzerngesellschaft, bei der er beschäftigt ist und von Amts wegen sein Mandat ausübt. Die OIE AG leistet hier entsprechend Ausgleichszahlungen an den Konzern.

Kontentrennung gemäß § 6b EnWG

Bilanz

Kontentrennung gemäß § 6b EnWG

Bilanz zum 31.12.2024

Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

^* RLZ = Restlaufzeit

Kontentrennung gemäß § 6b EnWG

Bilanz zum 31.12.2024

Verbindlichkeiten

^* RLZ = Restlaufzeit

Kontentrennung gemäß § 6b EnWG

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

Anlagenspiegel zum 31.12.2024

OIE AG

Unbundling

Strom Verteilung:

Gasverteilung:

Tätigkeiten außerhalb des Elektrizitäts- u. Gassektors:

Erläuterungen der gemäß § 6b EnWG abzubildenden Tätigkeiten

Grundlage

Nach § 6b Abs. 3 EnWG haben vertikal integrierte Energieversorgungsunternehmen getrennte Konten für jede ihrer Tätigkeiten in den nachfolgend aufgeführten Bereichen so zu führen, wie dies erforderlich wäre, wenn diese Tätigkeiten von rechtlich selbständigen Unternehmen ausgeführt würden.

Definitionen der Unternehmensaktivitäten

Die OIE AG ist nach dieser Definition in folgende fünf Tätigkeiten zu segmentieren:

Der Jahresabschluss wird nach den Rechnungslegungsvorschriften des Handelsgesetzbuches (HGB), des Aktiengesetzes (AktG) sowie des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) aufgestellt.

Die Systematik zur Aufstellung der Bilanz und der Gewinn- und Verlustrechnung und für die Elektrizitäts- und die Gasverteilung sind im Folgenden erläutert.

Erläuterungen zur Bilanz

Allgemein

Bei der Erstellung des Jahresabschlusses wurden die für Energieversorgungsunternehmen geltenden besonderen Rechnungslegungsvorschriften des § 6 b EnWG beachtet. Gemäß § 6 b Abs. 3 EnWG wurden in der internen Rechnungslegung nach Tätigkeitsbereichen getrennte Konten geführt und für jeden Tätigkeitsbereich intern eine Bilanz und eine Gewinn- und Verlustrechnung aufgestellt. Zur Kontenzuordnung wurden, so weit wie möglich, Aktiva und Passiva sowie Aufwendungen und Erträge direkt zugeordnet. Wenn die direkte Zuordnung der Konten nicht möglich ist oder mit nicht vertretbarem hohem Aufwand verbunden wäre, wird anhand eines sachgerechten Schlüssels eine Verteilung des entsprechenden Kontos auf die verschiedenen Tätigkeiten vorgenommen.

Erläuterung zu einzelnen Bilanzpositionen

Die Forderungen aus Energie- und Stromsteuer sind in den Tätigkeitsabschlüssen den jeweiligen Tätigkeiten zugeordnet.

Der Unterschiedsbetrag nach § 253 Abs. 6 HGB im Rahmen der Ermittlung der Rückstellung für Altersversorgungsverpflichtungen entfällt ausschließlich auf andere Tätigkeiten außerhalb des Elektrizitäts- und Gassektors.

Die Fristigkeiten der Forderungen und Verbindlichkeiten sind in den vorangestellten Übersichten dargestellt.

Die in der Bilanzposition "Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen" enthaltene Verbindlichkeit, aus dem mit E.ON Verwaltungs GmbH bestehenden Beherrschungs- und Ergebnisabführungsvertrag, wurde aufgrund der Anforderungen der BNetzA, die einen gesonderten bilanziellen Ausweis der Verbindlichkeiten aus EAV bei den einzelnen Tätigkeiten vorsieht, in der Bilanz entsprechend den Ergebnissen der Aktivitäten-Gewinn- und Verlustrechnung vorgenommen.

Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

Die wesentlichen Aufwendungen und Erträge werden den Unternehmenstätigkeiten direkt zugeordnet. In den Fällen, in denen dies nicht möglich oder mit unverhältnismäßig hohem Aufwand verbunden ist, erfolgt grundsätzlich eine Verrechnung nach sachgerechten Schlüsselungen, die eine möglichst verursachungsgerechte Zuordnung gewährleistet.

Bestätigungsvermerk des unabhängigen Abschlussprüfers

An die OIE Aktiengesellschaft, Idar-Oberstein

Vermerk über die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts

Prüfungsurteile

Wir haben den Jahresabschluss der OIE Aktiengesellschaft, Idar-Oberstein, - bestehend aus der Bilanz zum 31. Dezember 2024 und der Gewinn- und Verlustrechnung für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2024 sowie dem Anhang, einschließlich der Darstellung der Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden - geprüft. Darüber hinaus haben wir den Lagebericht der OIE Aktiengesellschaft für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2024 geprüft.

Der Lagebericht enthält als ungeprüft gekennzeichnete, nicht vom Gesetz vorgesehene Querverweise. Diese Querverweise sowie die Informationen, auf die sich die Querverweise beziehen, 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

Der Aufsichtsrat ist für die sonstige Information "Bericht des Aufsichtsrats" verantwortlich.

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 sonstigen Informationen zu lesen und dabei zu würdigen, ob die sonstigen Informationen

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

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

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

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

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

Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts

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

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

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

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

Sonstige gesetzliche und andere rechtliche Anforderungen

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

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

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

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

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

Bericht des Aufsichtsrats

Im Geschäftsjahr 2024 hat der Aufsichtsrat sämtliche ihm nach Gesetz und Satzung obliegenden Aufgaben wahrgenommen. Er hat den Vorstand bei der Leitung des Unternehmens regelmäßig beraten und seine Maßnahmen überwacht. Dabei war er in alle Entscheidungen eingebunden, die für das Unternehmen von grundlegender Bedeutung waren. Der Vorstand informierte den Aufsichtsrat in schriftlichen und mündlichen Berichten regelmäßig, umfassend und zeitnah über alle wesentlichen Aspekte der Geschäftsentwicklung, die beabsichtigte Geschäftspolitik, grundsätzliche Fragen der zukünftigen Führung der Geschäfte sowie über wichtige Geschäftsvorfälle.

Im Berichtsjahr kam der Aufsichtsrat zu zwei ordentlichen Sitzungen zusammen.

Beratungsschwerpunkte der Aufsichtsratssitzungen waren vor allem:

Über Projekte und Vorgänge von besonderer Bedeutung oder Dringlichkeit wurde der Aufsichtsrat auch zwischen den Sitzungen zeitnah informiert. Auf Basis der Berichte und Beschlussvorschläge des Vorstands fasste der Aufsichtsrat in seinen Sitzungen sowie in einem schriftlichen Beschlussverfahren entsprechende Beschlüsse, soweit dies nach Gesetz oder Satzung erforderlich war. Darüber hinaus stand der Vorsitzende des Aufsichtsrats in ständigem Kontakt mit dem Vorstand. Ereignisse von außerordentlicher Wichtigkeit für die Lage und Entwicklung der Gesellschaft konnten somit unverzüglich erörtert werden.

Die KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft hat den vom Vorstand nach den Regeln des HGB aufgestellten Jahresabschluss und den Lagebericht der OIE Aktiengesellschaft (OIE AG) unter Einbeziehung der Buchführung geprüft und mit dem uneingeschränkten Bestätigungsvermerk versehen. Der Abschlussprüfer wurde gemäß Beschluss des Aufsichtsrats vom 23. Februar 2024 mit der Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts beauftragt und am 27. Februar 2024 auf Vorschlag des Aufsichtsrates durch die Hauptversammlung gewählt. Die Jahresabschlussunterlagen, der Geschäftsbericht sowie der Prüfungsbericht des Abschlussprüfers sind allen Mitgliedern des Aufsichtsrats rechtzeitig vor der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats am 14. Februar 2025 zugeleitet worden. Der Vorstand hat die Unterlagen in der Bilanzsitzung des Aufsichtsrats zusätzlich auch mündlich erläutert. Der Abschlussprüfer berichtete in dieser Sitzung über die wesentlichen Ergebnisse seiner Prüfung und stand für ergänzende Auskünfte zur Verfügung. Der Aufsichtsrat hat den Jahresabschluss und den Lagebericht sowie den Vorschlag für die Verwendung des Bilanzgewinns seinerseits eingehend geprüft und keine Einwendungen erhoben. Er stimmt dem Ergebnis der Prüfung des Abschlussprüfers zu und billigt den Jahresabschluss der OIE AG. Der Jahresabschluss 2024 ist damit festgestellt. Der Aufsichtsrat schließt sich dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands an, das Ergebnis nach Steuern unter Berücksichtigung frei verfügbarer Rücklagen gemäß Ergebnisabführungsvertrag abzuführen und den Bilanzgewinn aus den abführungsgesperrten Beträgen der Vorjahre auf neue Rechnung vorzutragen.

Der Aufsichtsrat dankt dem Vorstand sowie allen für die OIE AG tätigen Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern für ihr großes Engagement. Ihr Beitrag war auch im Geschäftsjahr 2024 entscheidend für den Erfolg des Unternehmens.

Gewinnverwendungsbeschluss und Feststellung des Jahresabschlusses

Die OIE Aktiengesellschaft wird in den Konzernabschluss der Konzernmuttergesellschaft, der E.ON SE, Essen, einbezogen, der im Unternehmensregister veröffentlicht wird. Zwischen der OIE Aktiengesellschaft und der E.ON Verwaltungs GmbH, Essen, die ihrerseits in den Konzernabschluss der E.ON SE, Essen, einbezogen wird, besteht ein Beherrschungs- und Ergebnisabführungsvertrag. Der Aufsichtsrat der OIE Aktiengesellschaft hat in seiner Sitzung am 14. Februar 2025 beschlossen, den Bilanzgewinn 2024 aus den abführungsgesperrten Beträgen der Vorjahre auf neue Rechnung vorzutragen. Er schließt sich damit dem Gewinnverwendungsvorschlag des Vorstands an. Die Hauptversammlung der OIE Aktiengesellschaft hat am 14. Februar 2025 einstimmig folgenden Beschluss gefasst: "Der Bilanzgewinn aus dem Geschäftsjahr 2024 in Höhe von 4.085.400,07 € wird auf neue Rechnung vorgetragen." Der Jahresabschluss zum 31. Dezember 2024 wurde am 14. Februar 2025 durch den Beschluss des Aufsichtsrats gebilligt und gilt somit als festgestellt.