Saale Energie GmbH

Saale Energie GmbH

Schkopau

Jahresabschluss zum Geschäftsjahr vom 01.01.2023 bis zum 31.12.2023

Lagebericht für das Jahr 2023

Die Saale Energie GmbH (SEG) ist ein Unternehmen der tschechischen Energetický a průmyslový holding, a.s. (EPH) mit Sitz in Prag. Die tschechische Holding ist ein strategischer Investor im Energiesektor, wichtigster Wärmelieferant in der Tschechischen Republik und einer der bedeutendsten Stromerzeuger Europas.

Geschäfts- und Rahmenbedingungen

Wirtschaftliches Umfeld

Während das Jahr 2022 durch den Beginn des Ukraine-Kriegs zu Turbulenzen in nahezu allen Bereichen wirtschaftlicher Tätigkeiten führte und sowohl die Notierungen für Strom, Gas und Steinkohle als auch die Inflation bis dahin einmalige Höchststände aufgewiesen haben, hat sich die Situation auf den für SEG relevanten Teilmärkten im Jahr 2023 sukzessive beruhigt.

Waren beim Erdgas zu Jahresbeginn noch Preise zwischen 60 und 70 €/MWh ¹ zu verzeichnen, reduzierte sich die Preisspanne bereits ab April auf ein Niveau von 30 bis 40 €/MWh. Auch die Notierungen für Steinkohle sind im Jahresverlauf von etwa 170 €/t auf zuletzt 93 €/t gefallen. Der Preis für CO ₂-Emissionszertifikate überschritt im Februar 2023 kurzzeitig den Wert von 100 €/t bewegte sich dann aber kontinuierlich in Richtung 70 €/t. Treiber hierfür waren neben gedämpften Wirtschaftsprognosen vor allem auch Aktivitäten von Finanzinvestoren, die in Erwartung weiterhin fallender Preise ihre Netto-Short-Positionen deutlich ausgebaut haben.

Die Inflationsrate ist ebenfalls von 8,1 % im Dezember 2022 auf 3,7 % im Dezember 2023 zurückgegangen ² . Ungünstig ist dagegen, dass sich im Gegensatz zu anderen europäischen Volkswirtschaften auch die deutsche Wirtschaftsleistung im Vergleich zum Krisenjahr 2022 um 0,3 % bezogen auf das Bruttoinlandsprodukt verringert hat. Dies hat unter anderem dazu geführt, dass der Primärenergieverbrauch in Deutschland von 11,7 auf 10,8 PJ gesunken ist. ³ Dementsprechend ist auch der Bruttoinlandsstromverbrauch von 540 TWh auf 517 TWh zurückgegangen.

Die veränderten Marktbedingungen, aber auch regulatorische Eingriffe, wie die Abschaltung der letzten deutschen Atomkraftwerke und der forcierte Zubau erneuerbarer Energieerzeugungsanlagen, haben im Jahr 2023 zu weiteren Verschiebungen innerhalb des Energiemix geführt. Zählte Deutschland seit mehr als zwei Jahrzehnten zu den Netto-Stromexporteuren, mussten im Berichtsjahr per Saldo 9 TWh Strom mehr aus dem europäischen Ausland bezogen werden. Dabei erfolgten die Stromimporte mehrheitlich dann, wenn in Ermangelung von ausreichend Sonneneinstrahlung bzw. geringen Windaufkommens vergleichsweise wenig Energie aus erneuerbaren Energiequellen verfügbar war. Dennoch hat der Anteil der Erneuerbaren mit 267 TWh erstmals die 50 %-Schwelle bezogen auf die nationale Bruttostromerzeugung von 508 TWh überschritten.

Das Zusammenspiel der vorgenannten Effekte hat in Bezug auf die Strompreisentwicklung nicht nur dazu geführt, dass der Strompreis ausgehend von einem am Spotmarkt zu beobachtenden Monatsmittelwert im Januar von rund 118 EUR/MWh im Jahresverlauf auf ca. 90 EUR/MWh, im Dezember 2023 sogar auf nur 69 EUR/MWh gesunken ist, sondern dass auch die Preisvolatilität in Bezug auf Schwankungsbreite und Frequenz deutlich zugenommen hat. ⁴

Insgesamt ist damit festzuhalten, dass sich die Einsatzbedingungen für die Braunkohlenverstromung in Deutschland im Jahr 2023 wieder verschlechtert haben und die Erzeugungsleistung mit 87,5 TWh einen historisch niedrigen Wert erreicht hat. ⁵ Dementsprechend ist die Braunkohlenförderung in den deutschen Revieren um 21,7 % auf 102 Millionen Tonnen zurückgegangen. ⁶

¹ Vgl. zu diesen und den folgenden Angaben Reuters Eikon: TTF-Spot, API 2 - Frontmonat, CO2 - Dec 2023
² Vgl. zu diesen und folgenden Angaben DESTATIS - Statistisches Bundesamt; Stand Januar 2024
³ Vgl. hierzu und im Folgenden Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e.V. (AGEB), vorläufige Berechnungen mit Stand Dezember
2023
⁴ Vgl. Bricklebrit Lastgangbepreisung 2023 - Leipziger Strombörse
⁵ Vgl. Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e.V. (AGEB), vorläufige Berechnungen mit Stand Dezember 2023
⁶ Vgl. Statistik der Kohlenwirtschaft mit Stand Dezember 2023

Politisches und rechtliches Umfeld

Auch das Jahr 2023 war von verschiedenen energiepolitischen Entwicklungen geprägt, die Auswirkungen auf die Energiewirtschaft und das Geschäftsmodell der SEG haben.

Dazu zählt insbesondere auch die Reform des EU-Emissionshandels aus April 2023, die darauf abzielt, die Emissionen in Europa um 62 % gegenüber dem Wert des Jahres 2005 abzusenken und damit das bisherige Reduktionsziel von 43 % deutlich zu verschärfen.

Mit Blick auf die ursprünglich vom BMWK für das erste Halbjahr 2023 angekündigte Kraftwerksstrategie ist zu konstatieren, dass sowohl deren konkrete Ausgestaltung als auch deren Finanzierung nach wie vor ungeklärt sind. Nach bisherigen Verlautbarungen soll im Rahmen der Kraftwerksstrategie der Zubau von insgesamt rund 24 GW erneuerbarer Kraftwerksleistung (Hybrid-, Sprinter- und H2-ready-Gaskraftwerke) angereizt werden. Erste Ausschreibungen sollten laut Bundeswirtschaftsminister Habeck bereits 2023 erfolgen, lassen jedoch auf sich warten. Der ehrgeizige Zeitplan des BMWK sah trotz der Verzögerungen vor, dass die neuen wasserstofffähigen bzw. wasserstoffbasierten Kraftwerke zwischen 2028 und 2033 in Betrieb genommen werden können. Nach Veröffentlichungen des BMWK am 5. Februar 2024 konzentriert sich die Kraftwerksstrategie nun in einem ersten Schritt auf zunächst 10 GW H2-Ready Gaskraftwerke an systemdienlichen Standorten, die ab einem Zeitpunkt zwischen 2035 und 2040 nur noch mit H2 laufen dürfen.

Des Weiteren ist an dieser Stelle das Urteil des Bundesverfassungsgerichts vom 15. November 2023 hervorzuheben, das weitreichende Folgen für die Haushalts- und Energiepolitik der Bundesregierung nach sich zog. Die Richter hatten die Verschiebung von 60 Milliarden Euro Corona-Hilfen in den Klimatransformationsfonds für verfassungswidrig erklärt. Durch das Urteil und dessen Auswirkungen auf weitere Sondervermögen wie den Wirtschaftsstabilisierungsfonds haben zahlreiche energiepolitische Vorhaben der Bundesregierung ihre bisherige Finanzierungsgrundlage verloren. Dies macht sich bereits im Haushalt für 2024 bemerkbar: Die Bezuschussung der Übertragungsnetzentgelte sowie die Weiterführung der Gas- und Strompreisbremsen können nicht weiterfinanziert werden. Insbesondere die Entwicklung der Netzentgelte ist aus Unternehmenssicht kritisch zu beurteilen. Positiv ist, dass die von der Bundesregierung beschlossene Stromsteuersenkung für das produzierende Gewerbe auf das europarechtlich zulässige Minimum von 50 Cent/MWh ab 2024 als Ersatzmaßnahme für das Auslaufen des Spitzenausgleichs trotz der Haushaltskrise beibehalten wird.

Operativer Geschäftsverlauf

SEG blickt zurück auf das zweite vollständige Geschäftsjahr als alleinige Eigentümerin des Braunkohlenkraftwerks Schkopau, das 1996 vollständig in Betrieb genommen wurde und über eine Nettoleistung von knapp 900 MW verfügt. Das Kraftwerk erzeugt sowohl Strom für den öffentlichen Bedarf mit einer Frequenz von 50 Hertz als auch sog. Einphasenwechselstrom mit einer Frequenz von 16,7 Hertz für die Deutsche Bahn AG, der über eine Direktleitung in deren Stromnetz eingespeist wird. Darüber hinaus wird Mittel- und Niederdruckdampf an den unmittelbar angrenzenden DOW-Chemiepark geliefert. Der Absatz der gesamten Nettostromerzeugung einschließlich Bahnstrom sowie anderer Kraftwerksprodukte, wie z.B. Dampf, erfolgt in enger Zusammenarbeit mit anderen Gesellschaften der EPH-Gruppe auf Grundlage entsprechender vertraglicher Regelungen. Das Kraftwerk wird mit Braunkohle aus dem Tagebau Profen der MIBRAG GmbH (MIBRAG) versorgt, die sich auch für die Reststoffentsorgung verantwortlich zeichnet sowie kaufmännische und weitere administrative Unterstützungsfunktionen für die SEG übernimmt.

In den Monaten Juli und August 2023 wurde die Großrevision am Kraftwerksblock A erfolgreich absolviert. Des Weiteren fand in der ersten Maihälfte der planmäßige Kurzstillstand des Blockes B statt. Aufgrund eines unplanmäßigen Ereignisses waren umfangreiche Wartungsarbeiten an der Bahnturbine erforderlich, die von Ende Juni bis Mitte Oktober andauerten.

Im Geschäftsjahr 2023 wurden knapp 3,2 TWh (im Vorjahr: 3,4 TWh) 50-Hertz-Strom und 0,3 TWh (im Vorjahr: 0,6 TWh) Deutsche Bahn-Strom sowie insgesamt 856 kt (im Vorjahr: 888 kt) Mittel- und Niederdruckdampf erzeugt.

Im Jahr 2023 erreichte das Kraftwerk Schkopau sieben Jahre ohne Unfall mit Arbeitszeitausfall. Zum 31. Dezember 2023 waren es konkret 2.716 Tage ohne Unfall mit Arbeitszeitausfall. Die Wirksamkeit des betrieblichen Arbeitsschutzmanagementsystems nach ISO 45001 wurde erfolgreich im Rezertifizierungsaudit im Juni 2023 bestätigt. Des Weiteren wurden in 2023 die Rezertifizierungen nach ISO 14001 (Umweltmanagementsystem) und ISO 50001 (Energiemanagementsystem) erfolgreich absolviert. Im abgelaufenen Geschäftsjahr wurde ein neuer Tarifvertrag mit einer Laufzeit vom 1. Juni 2023 bis zum 30. November 2024 abgeschlossen.

Die SEG beschäftigte am 31. Dezember 2023 insgesamt 168 Mitarbeiter, davon 12 Lehrlinge und 7 Teilzeitmitarbeiter.

Die Geschäftstätigkeit der SEG betrifft nach wie vor ausschließlich "Andere Tätigkeiten innerhalb des Elektrizitätssektors" i.S.d. Regelungen des EnWG.

Vermögens-, Finanz- und Ertragslage

Ertragslage

Die Ertragslage stellt sich zusammengefasst wie folgt dar:

Die Umsatzerlöse sind preisbedingt gegenüber dem Vorjahr von 568,4 Mio. € auf 675,9 Mio. € angestiegen. Hiervon entfallen 636,4 Mio. € (im Vorjahr: 550,5 Mio. €) auf die Vermarktung der erzeugten Nettostrommengen am Großhandelsmarkt und an die Deutsche Bahn. Des Weiteren konnten für den Absatz von Dampf im DOW-Chemiepark sowie weitere Medienlieferungen und Dienstleistungen 39,5 Mio. € (im Vorjahr: 17,9 Mio. €) an Umsatzerlösen erzielt werden.

Der Anstieg der sonstigen betrieblichen Erträge beruht im Wesentlichen aus der Auflösung von Rückstellungen für negative Marktwerte von Kohle- und Gaspreissicherungsgeschäften infolge rückläufiger Preisniveaus bei den jeweiligen Commodities. Darüber hinaus sind in diesem Posten wie im Vorjahr unter anderem auch Erträge aus der Veräußerung überzähliger CO ₂-Emissionszertifikate sowie aus der Rückerstattung von Energiesteuern enthalten.

Korrespondierend zu den Umsatzerlösen sind auch die Materialaufwendungen von 398,8 Mio. € auf 471,9 Mio. € angewachsen. Wesentlicher Treiber in diesem Posten sind die Aufwendungen für CO ₂-Emissionszertifikate und Chemikalien in Höhe von 294,1 Mio. € (im Vorjahr: 239,0 Mio. €) sowie die Kosten für Rohbraunkohlen in Höhe von 89,1 Mio. € (im Vorjahr: 74,3 Mio. €). Die Aufwendungen für Instandhaltung einschließlich Reparaturmaterial beliefen sich auf 34,2 Mio. € (im Vorjahr: 27,5 Mio. €) und für Transporte sowie sonstige Dienstleistungen auf 21,1 Mio. € (im Vorjahr: 23,3 Mio. €). Für Ausgleichsenergie, Netznutzung und sonstigen Medienbezug wurden 27,9 Mio. € (im Vorjahr: 31,8 Mio. €) aufgewendet.

Die Personalaufwendungen haben sich infolge der leicht gestiegenen Mitarbeiterzahl sowie des Tarifabschlusses im Vergleich zum Vorjahr von 16,8 Mio. € auf 17,4 Mio. € erhöht.

Die sonstigen betrieblichen Aufwendungen beinhalten neben Serviceentgelten für Dienstleistungsverträge hauptsächlich nach dem Strompreisbremsengesetz abzuführende Beträge. Darüber hinaus waren im Vorjahr Aufwendungen für Gas- und Steinkohlepreissicherungsgeschäfte in einer Größenordnung von 31,7 Mio. € in diesem Posten enthalten.

Das Finanzergebnis des Geschäftsjahres ist hauptsächlich durch Zinserträge von und Zinsaufwendungen gegenüber verbundenen Unternehmen gekennzeichnet.

Im Ergebnis erwirtschaftete die SEG im Geschäftsjahr 2023 einen Gewinn in Höhe von 212,1 Mio. € (im Vorjahr: 78,0 Mio. €), der an die Muttergesellschaft abzuführen ist.

Zur Steuerung der Unternehmensentwicklung wird als bedeutsamster finanzieller Leistungsindikator das EBITDA verwendet.

Die Kennzahl hat sich im Vergleich zum Vorjahr wie folgt entwickelt:

Das EBITDA bewegt sich zwar auf einem gegenüber dem Vorjahr deutlich höheren Niveau, liegt aber dennoch deutlich unter den ursprünglichen Erwartungen. Dies ist im Wesentlichen mit einer Verschlechterung der für die Braunkohlenverstromung relevanten Marktbedingungen und dem langen unplanmäßigen Stillstand der Bahnturbine zu begründen. Dennoch ist der Geschäftsverlauf für das Jahr 2023 als positiv einzuschätzen.

Vermögenslage

Die Bilanzsumme der SEG hat sich von 997,5 Mio. € auf 1.193,0 Mio. € erhöht. Der Zuwachs des Anlagevermögens resultiert aus vordergründig auf das Kraftwerk bezogene Investitionen in Höhe von insgesamt 17,5 Mio. €, denen Abschreibungen in Höhe von 4,6 Mio. € gegenüberstehen.

Das Umlaufvermögen ist ebenfalls um 183,0 Mio. € auf 1.118,6 Mio. € angestiegen. Die wesentlichen Positionen des Umlaufvermögens sind auf Handels- bzw. Vermarktungsaktivitäten beruhende Forderungen gegen verbundene Unternehmen (535,1 Mio. €; im Vorjahr: 512,1 Mio. €) sowie Forderungen aus der Konzernfinanzierung (309,3 Mio. €; im Vorjahr: 271,4 Mio. €). Der Bestand an flüssigen Mitteln beläuft sich zum Bilanzstichtag auf 220,3 Mio. € gegenüber 45,4 Mio. € im Vorjahreszeitpunkt.

Die wesentlichen Veränderungen auf der Passivseite betreffen die unter den kurzfristigen Fremdmitteln ausgewiesenen Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen aus der Kraftwerksvermarktung bzw. dem Kraftwerksbetrieb (489,7 Mio. €; im Vorjahr: 368,2 Mio. €), die Verpflichtung zur Ergebnisabführung an die Muttergesellschaft (212,1 Mio. €; im Vorjahr: 73,5 Mio. €), Verbindlichkeiten aus der Konzernfinanzierung (43,7 Mio. €; im Vorjahr: 0,0 Mio. €). Eine weitere bedeutsame Position auf der Passivseite nimmt die Rückstellung für die Abgabeverpflichtung von CO ₂-Emissionszertifikaten (292,4 Mio. €; im Vorjahr: 370,9 Mio. €) ein.

Die Eigenkapitalquote hat sich vor allem aufgrund des signifikanten Anstiegs der Bilanzsumme von 5,4 % auf 4,5 % verringert.

Finanzlage

Kapitalflussrechnung gemäß DRS 21 (Kurzfassung) ⁷

Der Finanzmittelbestand der Gesellschaft hat sich im Vergleich zum Vorjahr um 174,9 Mio. € auf 220,3 Mio. € erhöht. Der Cashflow aus der laufenden Geschäftstätigkeit ist in Höhe von 247,5 Mio. € positiv, liegt aber trotz des höheren Ergebnisses vor allem aufgrund der Inanspruchnahme von Rückstellungen unter dem Vorjahresniveau. Auch der Cashflow aus der Investitionstätigkeit weist einen Positivsaldo in Höhe von 2,5 Mio. € aus. Hierin enthalten ist neben den Investitionen in das Anlagevermögen insbesondere der Saldo aus der kurzfristigen konzerninternen Finanzdisposition.

Der Cashflow aus der Finanzierungstätigkeit, der vor allem die Ergebnisabführung an die Muttergesellschaft umfasst, weist einen Betrag von -75,1 Mio. € aus.

Die Gesellschaft war im abgelaufenen Geschäftsjahr jederzeit in der Lage, ihren finanziellen Verpflichtungen nachzukommen.

⁷ Forderungen und Verbindlichkeiten aus kurzfristigen Geldanlagen von bzw. bei verbundenen Unternehmen sind nicht Bestandteil des Finanzmittelfonds.

Strategische Risiken und Chancen

Die Reform des EU-Emissionshandels im April 2023 hat für die Braunkohleverstromung perspektivisch negative Folgen. Der Einsatz von Kohlekraftwerken zur Stromerzeugung wird durch die mit der Reform einhergehende Verknappung der Zertifikate teurer und dementsprechend unrentabler. Hinzu kommt, dass auch immissionsschutzrechtliche EU-Vorgaben - etwa die Industrieemissionsrichtlinie und die Luftqualitätsrichtlinie - im Zuge von Novellierungen verschärft werden, wodurch Anlagenbetreibern weitere Belastungen drohen.

Mit Blick auf die Entwicklung von Zukunftsprojekten ist die Verzögerung der Kraftwerksstrategie kritisch zu bewerten. Für eine erfolgreiche Transformation notwendige Investitionsentscheidungen in diesem Bereich können aufgrund der noch bestehenden Unsicherheiten nicht getroffen werden. Im Übrigen ist die laut Kohleverstromungsbeendigungsgesetz (KVBG) für das Jahr 2022 vorgesehene Überprüfung des gesetzlichen Kohleausstiegspfads auch im Jahr 2023 nicht erfolgt, was zusätzliche Unsicherheiten in Bezug auf die künftige Unternehmensentwicklung mit sich bringt.

Hinsichtlich der Entwicklung neuer Geschäftsfelder arbeitet SEG eng mit ihrer Schwestergesellschaft MIBRAG zusammen. Das politische Bekenntnis zu einem beschleunigten Ausbau der Erneuerbaren Energien und einer Wasserstoffinfrastruktur sowie die angekündigte Schaffung der dafür notwendigen regulatorischen Rahmenbedingungen lassen auf die Entwicklung der notwendigen Voraussetzungen für eine erfolgreiche Unternehmenstransformation und den Erhalt tarifgebundener Industriearbeitsplätze in der Region hoffen. In diesem Zusammenhang ist festzuhalten, dass mittlerweile ein Delegierter Rechtsakt vorliegt, der Kriterien zur Produktion von grünem Wasserstoff definiert. Dieser regulatorische Rahmen schafft zwar die dringend benötigte Rechtssicherheit, allerdings sind die Erzeugungskriterien derart restriktiv, dass sie den Hochlauf der europäischen Wasserstoffwirtschaft zu behindern drohen. Vor dem Hintergrund ist es positiv, dass die novellierte Erneuerbaren-Richtlinie (RED III) der Kommission ermöglicht, den Delegierten Rechtsakt anzupassen, sollte der Ausbau der Wasserstoffwirtschaft hinter den gesteckten Zielen zurückbleiben.

Produktion und Technik

Durch zustandsbezogene Instandhaltung und eine zielgerichtete Ersatzteilvorhaltung werden dem ungeplanten Ausfall der Erzeugungsanlage vorgebeugt und gleichzeitig optimierte Reparaturdauern ermöglicht bzw. eine kurzfristige Störungsbehebung sichergestellt.

Aus den Erkenntnissen von Störungen und externen Ereignissen werden Maßnahmen zur ständigen Verbesserung der Überwachungssysteme abgeleitet.

Die Geschäfts-, Produktions- und Überwachungsprozesse von der Planung über das Qualitätsmanagement bis hin zur Buchhaltung werden durch eng verzahnte Informationsverarbeitungssysteme unterstützt.

Preisänderungs-, Liquiditäts- und Ausfallrisiken

Zur Absicherung von Preisänderungsrisiken - insbesondere bei Strom und den Emissionszertifikaten - werden entsprechend konzerninterner Regelungen Forward-Geschäfte abgeschlossen. Risiken aus Preisschwankungen bei gas- und steinkohlepreisinduzierten Absatzverträgen wird durch SWAP-Geschäfte Rechnung getragen. Aufgrund der guten Bonität unserer Hauptkunden haben Ausfall- beziehungsweise Liquiditätsrisiken eine untergeordnete Bedeutung.

IT-Risiken

SEG wird IT-seitig umfassend durch MIBRAG betreut. Für den Umgang mit IT-Risiken hat MIBRAG einen verbindlichen Steuerungs- und Sicherheitsprozess etabliert. Auf den Schutz gegen unbefugte Benutzung oder Beeinflussung der Datenverarbeitungssysteme zielen hohe Sicherheitsstandards und die kontinuierliche Sensibilisierung und Schulung der Nutzer. Investitionen in die Modernisierung von Hard- und Software halten die Informationstechnologien auf dem marktüblichen Niveau.

Rechtliche Risiken

Risiken aus Rechtsstreiten wird im Rahmen der handelsrechtlichen Erfordernisse bilanziell Rechnung getragen. Bezüglich des vorsorglich in Höhe von 38,5 Mio. € zurückgestellten Abschöpfungsbetrages nach dem Strompreisbremsengesetz liegt eine Verfassungsbeschwerde beim Bundesverfassungsgericht vor. Darüber hinaus bestehen derzeit keine Risiken aus Rechtsstreiten, die einen wesentlichen Einfluss auf die gegenwärtige oder künftige Entwicklung des Unternehmens entfalten.

Gesamtrisikoeinschätzung

Für SEG ergaben sich im Berichtsjahr weder durch Einzelrisiken, noch durch aggregierte Risikopotenziale Bestandsgefährdungen. Diese sind derzeit auch nicht erkennbar, so dass der Fortbestand des Unternehmens nicht gefährdet ist.

Prognosebericht

Eintritt der Prognoseerwartungen des Vorjahres

Erwartungsgemäß hat sich das Geschäftsergebnis gegenüber dem Vorjahr verbessert, liegt aber merklich unter dem budgetierten Wert.

Zum einen haben sich die marktseitigen Einsatzbedingungen für die Braunkohleverstromung deutlich schneller verschlechtert als das bei Erstellung des Plans für 2023 absehbar gewesen ist. Dabei sind nicht nur die Einsatzkosten für alternative konventionelle Stromerzeugungsformen, wie z.B. Steinkohle und Erdgas, stärker zurückgegangen als erwartet, sondern auch die Stromnachfrage. Zum anderen hat der störungsbedingte Ausfall der Bahnturbine zu erheblichen Ergebniseinbußen geführt.

Künftige Entwicklung

Die Entwicklung der Strompreise, die dem weiterhin steigenden Einspeisevolumen erneuerbarer Energien geschuldet zunehmend volatil sind, und die perspektivisch steigenden Preise für CO ₂-Emissionszertifikate machen es erforderlich, die Fahrweise des Kraftwerks stetig zu optimieren und immer stärker an die Marktbewegungen anzupassen. Das stellt sowohl an das Personal als auch die Technik unvermindert hohe Anforderungen.

Daneben ist die anhaltende politische Debatte auf europäischer und nationaler Ebene um die Energiewende im Allgemeinen und um die Zukunft der Braunkohlenverstromung im Speziellen vor allem im mittel- und langfristigen Zeithorizont einer der größten Unsicherheitsfaktoren.

Die aktuellen Marktdaten lassen für das Geschäftsjahr 2024 ähnliche Einsatzbedingungen für Braunkohlenkraftwerke erwarten, wie sie seit dem zweiten Quartal 2023 zu beobachten waren. Bezüglich der Strom- und Dampferzeugung ist insofern für 2024 von einem allenfalls leichten Anstieg gegenüber dem Berichtsjahr auszugehen. Nur in Verbindung mit den bereits getätigten Vorvermarktungsgeschäften lässt dies auch für 2024 auf ein solides Ertragsniveau schließen.

Insgesamt sollten sich sowohl EBITDA als auch Jahresergebnis vor Ergebnisabführung an die Muttergesellschaft auf einem immer noch deutlich positiven, aber im Vergleich zu 2023 etwas geringeren Niveau einstellen. Für das kommende Geschäftsjahr ist ein Investitionsvolumen in der Größenordnung von ca. 13,8 Mio. € vorgesehen, welches hauptsächlich Umweltschutzinvestitionen betrifft.

Die Finanzierung der Gesellschaft ist 2024 durch Eigenmittel und die Teilnahme an der Konzernfinanzierung gesichert.

Perspektivisch besteht die Zielsetzung, durch stringente Erschließung von bisher nicht genutzten Erlöspotenzialen und kontinuierlicher Verbesserung bestehender Prozesse den zunehmend herausfordernden Marktbedingungen entgegenzuwirken und nachhaltig positive Ergebnisse zu erwirtschaften.

Darüber hinaus hat die EPH-Gruppe in einer Presseveröffentlichung vom 27. Dezember 2023 angekündigt, dass bis Ende 2025 die Anteile an der MIBRAG Energy Group in die EP Energy Transition eingebracht werden sollen. Die Auswirkungen auf die Saale Energie können derzeit nicht abschließend beurteilt werden.

Schkopau, den 28. März 2024

Björn Bauerfeind, Geschäftsführer

Dr. Armin Eichholz, Geschäftsführer

Dr. Kai Steinbach, Geschäftsführer

Bilanz zum 31. Dezember 2023

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

Anhang für das Geschäftsjahr zum 31. Dezember 2023

Inhaltsübersicht

I. Grundlagen des Jahresabschlusses

II. Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

III. Erläuterungen zur Bilanz

IV. Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

V. Sonstige Angaben

Anlage 1 Anlagenspiegel

I. Grundlagen des Jahresabschlusses

Die Saale Energie GmbH (SEG) mit Sitz in Schkopau (Amtsgericht Stendal, HRB 208791) hat ihren Jahresabschluss nach den §§ 242 ff. und §§ 264 ff. HGB des Handelsgesetzbuches (HGB) sowie nach den Vorschriften des GmbH-Gesetzes aufgestellt. Es gelten die Vorschriften für große Kapitalgesellschaften.

Die Gliederung der Bilanz entspricht den Vorschriften des § 266 Abs. 2 und 3 HGB. Die allgemeinen Grundsätze der Gliederung, im § 265 HGB formuliert, fanden Beachtung.

Die Gewinn- und Verlustrechnung ist nach dem Gesamtkostenverfahren gemäß § 275 Abs. 2 HGB aufgestellt.

Der Jahresabschluss zum 31. Dezember 2023 berücksichtigt, wie auch schon die Jahresabschlüsse der drei vorangegangenen Geschäftsjahre, weiterhin das am 3. Juli 2020 durch den Deutschen Bundestag und den Bundesrat verabschiedete Kohleverstromungsbeendigungsgesetz (KVBG), das am 14. August 2020 in Kraft getreten ist und den schrittweisen Ausstieg aus der Kohleverstromung in Deutschland bis Ende 2038 gesetzlich fixiert. Für die SEG hat dieser Rechtsrahmen weitreichende Konsequenzen, da der späteste Stilllegungszeitpunkt für das Kraftwerk Schkopau auf den 31. Dezember 2034 festgelegt wurde.

Trotz des im Koalitionsvertrag der neuen Bundesregierung angekündigten vorgezogenen Kohleausstieges bis zum Jahr 2030 hält die SEG an dem im KVBG definierten Ausstiegszeitpunkt für die Braunkohleverstromung in 2034 fest, da einerseits die für einen beschleunigten Kohleausstieg notwendigen vielfältigen Anpassungen und Aufbauprojekte im Energiesektor nur schwer realisierbar sein werden. Andererseits nimmt die Braunkohlegewinnung und -verstromung unverändert eine wichtige Rolle für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit ein. So unterblieb auch im Jahr 2023 die in § 54 KVBG zum 15. August 2022 vorgesehene Überprüfung des gesetzlichen Kohleausstiegspfads aufgrund der angespannten Situation auf dem Energiemarkt.

II. Bilanzierungs- und Bewertungsmethoden

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

Anlagevermögen

Die entgeltlich erworbenen immateriellen Vermögensgegenstände und Sachanlagen wurden zu Anschaffungs- bzw. Herstellungskosten aktiviert und entsprechend den betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern unter Anwendung der amtlichen AfA-Tabellen linear abgeschrieben. Dabei wurden grundsätzlich die Mindestsätze gewählt, sofern durch die aufgrund des Kohleverstromungsbeendigungsgesetzes vorgegebene Kraftwerkslaufzeit keine kürzeren Nutzungsdauern anzusetzen waren. Die Herstellungskosten enthalten Material- und Fertigungseinzelkosten sowie angemessene Teile der Material- und Fertigungsgemeinkosten einschließlich des Werteverzehrs des Anlagevermögens, soweit dieser durch den Herstellungsprozess veranlasst ist.

Im Fall dauerhafter Wertminderungen werden darüber hinaus außerplanmäßige Abschreibungen vorgenommen.

Geringwertige Anlagegüter

Wirtschaftsgüter des Anlagevermögens mit Anschaffungskosten bis zu 0,8 T€ werden im Jahr des Zugangs voll abgeschrieben, ihr sofortiger Abgang wird unterstellt.

Finanzanlagen

Die Bilanzierung von Finanzanlagen erfolgt zu Anschaffungskosten bzw. zum Nennwert. Im Fall dauerhafter Wertminderungen werden außerplanmäßige Abschreibungen vorgenommen.

Vorräte

Die Bestände an Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffen sind zu gleitenden Durchschnittspreisen unter Beachtung des strengen Niederstwertprinzips (beschaffungsmarktorientiert) bewertet.

Die Bewertung des unter den Roh-, Hilfs- und Betriebsstoffen ausgewiesenen Bestandes an Rohbraunkohle erfolgte zu gleitenden Durchschnittspreisen unter Beachtung des strengen Niederstwertprinzips (beschaffungsmarktorientiert).

Die Bilanzierung der Emissionsberechtigungen unter den Vorräten erfolgt gemäß IDW RS HFA 15 zu Anschaffungskosten, wobei unverändert das strenge Niederstwertprinzip Beachtung findet. Sofern zum Bilanzstichtag unentgeltlich erworbene Emissionsrechte im Bestand sind, werden diese in Ausübung des bestehenden Wahlrechtes lediglich mit einem Erinnerungswert angesetzt. Der Unterschiedsbetrag zum letzten vor dem Abschlussstichtag bekannten Marktpreis beträgt 4.444 T€.

Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände sind mit den Nennbeträgen erfasst. Erkennbaren Risiken wird durch Einzelwertberichtigungen Rechnung getragen. Darüber hinaus ist durch pauschalierte Wertberichtigungen das allgemeine Kreditrisiko berücksichtigt.

Die SEG verfügt über vertragliche Ansprüche zur Beistellung von Emissionsberechtigungen durch Kunden. Soweit die Beistellung noch nicht erfolgt ist, wird der zum Stichtag bestehende Anspruch unter den sonstigen Vermögensgegenständen ausgewiesen und wird zum Marktpreis am Abschlussstichtag bewertet.

Flüssige Mittel

Flüssige Mittel sind zum Nennwert bilanziert.

Rechnungsabgrenzungsposten

Die Rechnungsabgrenzungsposten beinhalten Auszahlungen bzw. Einzahlungen vor dem Bilanzstichtag, die Aufwand bzw. Ertrag für eine bestimmte Zeit nach diesem Zeitpunkt darstellen.

Eigenkapital

Das Eigenkapital wird zum Nennwert bilanziert.

Rückstellungen

Zur Ermittlung der Pensionsrückstellungen wurden versicherungsmathematische Gutachten entsprechend § 249 Abs. 1 i.V.m. § 253 Abs. 1 HGB unter Anwendung der Projected-Unit-Credit-Methode erstellt. Dabei wurden die Richttafeln 2018 G von Prof. Dr. Klaus Heubeck und ein Rechnungszins von 1,83 % p.a. (Vorjahr: 1,79 % p.a.) bei angenommener Restlaufzeit von 15 Jahren und Lohn-, Gehalts- und Rentensteigerungen von 0 % zugrunde gelegt.

Soweit die Anwartschaften bis zum Übertragungsstichtag der Pensionsrückstellungen von Uniper (UKW) auf SEG erworben wurden, war zum Bilanzstichtag eine Vergleichsrechnung des nach handelsrechtlichen Vorschriften ermittelten Rückstellungsbetrages von 26.907 T€ mit den Anschaffungskosten zum IFRS-Wert aufzustellen. Basierend auf einem Schiedsgutachten der KPMG AG Wirtschaftsprüfungsgesellschaft, München, erfolgte im Berichtszeitraum eine Neuberechnung und rückwirkende Erhöhung dieser Anschaffungskosten nach IFRS auf 29.554 T€. Infolgedessen war die Rückstellung weiterhin in Höhe der höheren Anschaffungskosten auszuweisen.

Die nach dem Zugangszeitpunkt ab 1. Oktober 2021 erworbenen Anwartschaften wurden gem. § 253 HGB in Höhe von 1.004 T€ ermittelt.

Zur Absicherung der Zusagen wurden Vermögenswerte in eine insolvenzgesicherte Treuhandlösung bzw. in einen Pensionsfonds (beides zusammen: "Deckungsvermögen") eingebracht. Die Bewertung des Deckungsvermögens erfolgte zum aus dem Marktpreis abgeleiteten beizulegenden Zeitwert. Soweit die Voraussetzungen des § 246 Abs. 2 HGB vorliegen, erfolgt eine saldierte Darstellung der Rückstellung mit dem Deckungsvermögen.

Der der Bewertung der Pensionsverpflichtungen zugrundeliegende Rechnungszinsfuß ist gemäß § 253 Abs. 2 Satz 1 HGB mit dem durchschnittlichen Marktzinssatz, der sich aus den vergangenen zehn Geschäftsjahren ergibt, ermittelt worden.

Der Unterschiedsbetrag zwischen dem Ansatz der Rückstellungen nach oben beschriebenen Grundsätzen und dem Ansatz der Rückstellungen nach Maßgabe des entsprechenden durchschnittlichen Marktzinssatzes aus den vergangenen sieben Geschäftsjahren beträgt zum 31. Dezember 2023 424 T€ (Vorjahr: 2.174 T€). Gemäß § 253 Abs. 6 HGB unterliegt dieser Betrag einer Ausschüttungssperre.

Die Steuerrückstellungen wurden in Höhe der voraussichtlichen Inanspruchnahme gebildet.

Für die Verpflichtung zur Abgabe von Emissionsrechten für das Geschäftsjahr wurde eine Rückstellung gebildet.

Die Bewertung der Rückstellungen für ungewisse Verbindlichkeiten und drohende Verluste aus schwebenden Geschäften erfolgt gemäß § 253 Abs. 1 Satz 2 HGB mit dem nach kaufmännischer Beurteilung notwendigen Erfüllungsbetrag und beinhaltet zukünftige Preis- und Kostensteigerungen.

Langfristige Rückstellungen mit einer Laufzeit von mehr als 12 Monaten werden gemäß § 253 Abs. 2 Satz 1 HGB abgezinst. Das Ergebnis aus der Änderung des Abzinsungssatzes im Vergleich zum Vorjahr wird im Finanzergebnis ausgewiesen.

Bezüglich der Ableitung der Inflationserwartungen wurde analog dem Vorjahr die Inflationsprognose der Bundesbank vom Dezember 2023 für die Jahre 2024 bis 2026 sowie für die Folgejahre auf das langfristige Inflationsziel von 2 % der europäischen Zentralbank abgestellt.

Verbindlichkeiten

Die Bewertung der Verbindlichkeiten erfolgt zu den Erfüllungsbeträgen.

Passiver Unterschiedsbetrag aus Unternehmenserwerb

Der im Zusammenhang mit dem Erwerb der Anteile an der Kraftwerk Schkopau GbR (KSR) entstandene passive Unterschiedsbetrag aus Unternehmenserwerb wurde ab dem Erwerbszeitpunkt über einen Zeitraum von 27 Monaten ratierlich aufgelöst und besteht daher zum Stichtag nicht mehr.

Latente Steuern

Aufgrund der bestehenden ertragsteuerlichen Organschaft mit dem Organträger MIBRAG Energy Group, Zeitz, werden latenten Steuern aus organschaftlicher Zeit im Jahresabschluss des Organträgers erfasst.

III. Erläuterungen zur Bilanz

1. Anlagevermögen

Die Entwicklung der einzelnen Posten des Anlagevermögens ist in Anlage 1 zum Anhang "Anlagenspiegel" dargestellt.

2. Forderungen und sonstige Vermögensgegenstände

Die innerhalb der Forderungen gegen verbundene Unternehmen ausgewiesenen Forderungen gegen die Gesellschafter betragen 309.874 T€ (Vorjahr: 271.373 T€) und betreffen überwiegend Darlehensforderungen (299.004 T€; Vorjahr: 270.985 T€) aufgrund konzerninterner Finanzierungsmaßnahmen.

Die übrigen Forderungen gegen verbundene Unternehmen betreffen im Wesentlichen Forderungen aus Lieferungen und Leistungen in Höhe von 535.013 T€ (Vorjahr: 512.117 T€), die aus dem Verkauf von Strom und Emissionszertifikaten resultieren.

In den sonstigen Vermögensgegenständen in Höhe von 7.209 T€ (Vorjahr: 64.162 T€) sind Forderungen aus der Beistellung von Emissionszertifikaten durch Vertragspartner in Höhe von 4.050 T€ (Vorjahr: 60.346 T€) berücksichtigt. Darüber hinaus bestehen Forderungen aus Steuern von 3.041 T€ (Vorjahr: 3.383 T€), davon aus rechtlich noch nicht entstandenen Vorsteueransprüchen von 1.757 T€ (Vorjahr: 1.690 T€).

Alle Forderungen und sonstigen Vermögensgegenstände haben analog dem Vorjahr eine Restlaufzeit von unter einem Jahr.

3. Rechnungsabgrenzungsposten

Der aktive Rechnungsabgrenzungsposten enthält ausschließlich abzugrenzende Beträge für Kfz-Steuern.

4. Eigenkapital

Das Stammkapital beträgt 511 T€ (1.000.000 DM) und wurde in voller Höhe erbracht.

5. Rückstellungen

Die Zusammensetzung der Rückstellungen ist aus nachfolgender Übersicht ersichtlich:

Rückstellungen für Pensionen und ähnliche Verpflichtungen

Angaben zur Verrechnung nach § 246 Abs. 2 Satz 2 HGB

Der beizulegende Zeitwert entspricht gemäß den vorliegenden Bewertungen den fortgeführten Anschaffungskosten des Deckungsvermögens entsprechend § 255 Abs. 4 Satz 3 und 4 HGB.

Der Überschuss wegen nicht bilanzierter Pensionsverpflichtungen aus mittelbaren Zusagen im Sinne von Artikel 28 Abs. 2 EGHGB beläuft sich auf 87 T€.

Steuerrückstellungen

Die Steuerrückstellungen beinhalten ausschließlich Rückstellungen, die im Rahmen der Anwachsung der KSR auf die Gesellschaft übergegangen sind. Dabei handelt es sich um Grunderwerb- und Gewerbesteuer.

Sonstige Rückstellungen

Die Rückstellungen für Emissionsberechtigungen in Höhe von 292.375 T€ setzen sich zusammen aus dem Eigenbedarf an Emissionszertifikaten sowie der Rückstellung für von Vertragspartnern beigestellte Emissionsrechte. Soweit diese zum Bilanzstichtag noch nicht auf die SEG übertragen worden sind, erfolgt ein Ausweis dieser Beistellungsansprüche unter den sonstigen Vermögensgegenständen.

Rückstellungen für ungewisse Verbindlichkeiten wurden überwiegend für die Erlösabschöpfung gemäß Strompreisbremsengesetz (38.456 T€), für ausstehende Rechnungen (3.238 T€) sowie für Prozesskosten aufgrund der zum Bilanzstichtag anhängigen aktiven Rechtsstreitigkeiten (2.405 T€) gebildet.

Die Rückstellungen für drohende Verluste waren aufgrund positiver Marktwerte von Steinkohlen- und Gaspreisderivaten zum Bilanzstichtag nicht zu bilden.

Die unter den langfristigen Rückstellungen ausgewiesene Verpflichtung betrifft Kosten zum Rückbau des Werkbahnhofes.

6. Verbindlichkeiten

Sämtliche Verbindlichkeiten haben wie im Vorjahr Fälligkeiten von bis zu einem Jahr.

Die Verbindlichkeiten gegenüber verbundenen Unternehmen enthalten Verbindlichkeiten gegenüber der Gesellschafterin aus dem Ergebnisabführungsvertrag von 212.081 T€, betreffend das Ergebnis des laufenden Geschäftsjahres (Vorjahr: 73.483 T€) sowie aus Darlehen von 43.700 T€. Weiterhin werden unter diesem Posten Verbindlichkeiten aus Lieferungen und Leistungen ausgewiesen, die im Wesentlichen aus Kohlelieferungen sowie aus Stromrückkäufen und dem Erwerb von Emissionszertifikaten resultieren.

Die Verbindlichkeiten sind nicht besichert.

7. Sonstige finanzielle Verpflichtungen

Der Gesamtbetrag der sonstigen finanziellen Verpflichtungen der Gesellschaft zum 31. Dezember 2023 beträgt 815 Mio. € und resultiert zu einem wesentlichen Teil aus dem bereits vertraglich gesicherten Erwerb von Emissionsberechtigungen (440 Mio. €), von Stromkäufen (351 Mio. €) sowie aus dem Bestellobligo (24 Mio. €).

Innerhalb der sonstigen finanziellen Verpflichtungen bestehen Verpflichtungen in Höhe von 791 Mio. € gegenüber verbundenen Unternehmen.

8. Derivative Finanzinstrumente und Bewertungseinheiten

a) Termingeschäfte Strom und CO ₂

Die Termingeschäfte Strom und CO ₂ betreffen Over-the-Counter-Forwards mit physischer Erfüllung in den Jahren 2024, 2025 und 2027.

Die Zeitwerte wurden auf Basis der börslichen Handelspreise bzw. Terminkurse am Bilanzstichtag nach der Market-to-market-Methode ermittelt.

b) Preissicherung Strom- und Dampflieferverträge

Die Swap-Geschäfte Steinkohle dienen der Absicherung von Preisänderungsrisiken für vertraglich vereinbarte Medienlieferungen, welche den Steinkohlepreis als vom Markt abhängige Preiskomponente enthalten. Eine Bewertungseinheit wurde für diesen Sachverhalt nicht gebildet. Dementsprechend wurden die Derivate separat bewertet.

Mit den Swap-Geschäften Gas werden Preise von Medienlieferungen abgesichert, deren Preisbildung unter anderem von der Gaspreisentwicklung abhängt. Für den effektiven Teil dieses Sicherungszusammenhangs, bei dem es sich um einen Portfolio-Hedge handelt, wurde eine Bewertungseinheit unter Anwendung der Einfrierungsmethode gebildet. Da es keinen den effektiven Teil übersteigenden Anteil gibt, war keine Drohverlustrückstellung zu bilden.

Die gegenläufigen Wertänderungen und Zahlungsströme der in der Bewertungseinheit enthaltenen SWAP-Geschäfte Gas und der diesbezüglichen Medienlieferungen werden sich in 2024 voraussichtlich vollumfänglich ausgleichen. Die Wirksamkeit der Bewertungseinheit ist durch die fortlaufende Überwachung der Liefermengen und Preisparameter und die Übereinstimmung der wesentlichen Bedingungen und Parameter von Grund- und Sicherungsgeschäft begründet.

Die Zeitwerte wurden auf Basis des jeweiligen Marktpreises für Steinkohle bzw. Gas nach der Market-to-market-Bewertung ermittelt.

c) Clean Lignite Spread Options (CLSO)-Kontrakte

Im Berichtsjahr wurden zuvor abgeschlossene Termingeschäfte für Strom und CO ₂ mit physischer Erfüllung in 2024 zurückgekauft und gleichzeitig CLSO-Kontrakte abgeschlossen. Hierbei handelt es sich um ein strukturiertes Finanzprodukt, welches im finanziellen Ausgleich neben Stromerlösen und CO ₂-Aufwand auch sonstige variable Einsatzkosten des Kraftwerks berücksichtigt. Diese enthalten neben den Kosten des Rohbraunkohleeinsatzes auch Kosten für bezogene Leistungen und den Wirkungsgrad des Kraftwerks.

Die Zeitwerte wurden auf Basis der börslichen Handelspreise bzw. Terminkurse der zugrundeliegenden Handelsprodukte am Bilanzstichtag nach der Market-to-market-Methode ermittelt.

d) Bewertungseinheit für Stromlieferungen

Die SEG bildet Bewertungseinheiten zur Absicherung des Preisänderungsrisikos für Stromlieferungen in künftigen Perioden in Form eines Portfolio-Hedges, in welche die unter a) genannten Termingeschäfte sowie die unter c) genannten CLSO-Kontrakte einbezogen werden. Die Portfolien der Gesellschaft werden im Wesentlichen anhand der Kriterien Produktart (Base/Peak), Erfüllungszeitraum sowie den betrieblichen Anforderungen des Kraftwerks gebildet.

Die Abbildung der Bewertungseinheit erfolgt unter Anwendung der Einfrierungsmethode, wobei Rückstellungen für drohende Verluste aus schwebenden Geschäften auf Portfolio-Ebene gebildet werden, soweit unter Berücksichtigung der Markt- und Einsatzparameter keine kostendeckende Stromproduktion erwartet wird. Die erwartenden Zahlungsströme aus den Stromliefergeschäften sowie den Finanzinstrumenten werden sich vorrausichtlich im Jahr der Lieferung vollständig ausgleichen und zu einem positiven Ergebnisbeitrag führen.

IV. Erläuterungen zur Gewinn- und Verlustrechnung

1. Umsatzerlöse

Die Umsatzerlöse resultieren überwiegend aus Stromlieferungen an verbundene Unternehmen sowie aus der Lieferung von Prozessdampf an Dritte.

Die Aufgliederung der Umsatzerlöse nach geografisch bestimmten Märkten ist aus nachfolgender Übersicht ersichtlich:

2. Sonstige betriebliche Erträge

In den sonstigen betrieblichen Erträgen von insgesamt 39.692 T€ (Vorjahr: 13.992 T€) sind Erträge aus der Auflösung von Rückstellungen in Höhe von 27.571 T€ (Vorjahr: 353 T€) enthalten.

Darüber hinaus werden unter diesem Posten Erträge aus der Veräußerung überzähliger Emissionsrechte in Höhe von 5.669 T€ (Vorjahr: 10.953 T€) sowie aus der Auflösung des Sonderpostens für negativen Firmenwert (passiver Unterschiedsbetrag aus dem Unternehmenserwerb) in Höhe von 952 T€ (Vorjahr: 952 T€) ausgewiesen.

3. Sonstige betriebliche Aufwendungen

In den sonstigen betrieblichen Aufwendungen von insgesamt 22.144 T€ (Vorjahr: 86.026 T€) ist der nach dem Strompreisbremsengesetz abzuführende Betrag von 10.559 T€ (Vorjahr: 39.301 T€) enthalten. Weiterhin werden periodenfremde Aufwendungen in Höhe von 2.031 T€ (Vorjahr: 1.752 T€), die vorrangig im Zusammenhang mit Dienstleistungen und Instandhaltungsmaßnahmen entstanden sind, ausgewiesen. Diese Position beinhaltete im Vorjahr darüber hinaus Zuführungen zu Rückstellungen in Höhe von 33.355 T€ sowie zu Einzelwertberichtigungen auf Forderungen von 2.034 T€.

V. Sonstige Angaben

Angaben gemäß § 285 Nr. 30a HGB

Da die Gesellschaft unbeschränkt gewerbesteuer- und körperschaftsteuerpflichtig ist und ausschließlich in Deutschland zu versteuerndes Einkommen erzielt, werden die Vorgaben des MinStG erfüllt.

Angaben gemäß § 6b Abs. 2 EnWG

Geschäfte, die in Erfüllung der vom Gesetzgeber beabsichtigten Zwecksetzung der Entflechtung regulierter Bereiche angabepflichtig wären, wurden nicht getätigt.

Mitarbeiter

Geschäftsführung

Alleiniger Geschäftsführer der Gesellschaft war im Geschäftsjahr Björn Bauerfeind, Leipzig.

Angaben zur Vergütung des Geschäftsführers werden nicht vorgenommen. Es wird von der Befreiung des § 286 Abs. 4 HGB Gebrauch gemacht

An den Geschäftsführer wurden keine Vorschüsse oder Kredite ausgereicht.

Prüfungshonorar

Für die Tätigkeiten des Abschlussprüfers wurden im Geschäftsjahr Honorare für die Prüfung des Jahresabschlusses der SEG (Abschlussprüfungsleistungen) in Höhe von 90 T€ aufwandswirksam verbucht.

Konzernbeziehungen

Die SEG wird in den Konzernabschluss EP Power Europe a. s., Prag/Tschechien, nach IFRS, als kleinsten Kreis von Unternehmen, einbezogen, der für sie befreiende Wirkung nach § 291 HGB hat. Dieser ist beim tschechischen Handelsregister in Prag erhältlich. Die SEG wird weiterhin in den Konzernabschluss der EP Investment SARL, Luxembourg, nach IFRS, als größten Kreis von Unternehmen, einbezogen. Dieser Abschluss ist beim Registre de Commerce et des Sociétés (RCS) Luxembourg erhältlich.

Die Geschäftsführung schlägt vor, den Gewinnvortrag auf neue Rechnung vorzutragen.

Nachtragsbericht

Im Zeitraum zwischen dem Abschlussstichtag und der Aufstellung des Jahresabschlusses wurde der gegenüber dem Gesellschafter gewährte Darlehensrahmen erweitert, wobei davon weitere 90 Mio. € in Anspruch genommen wurden. Darüber hinaus sind keine Vorgänge von besonderer Bedeutung für die Vermögens-, Finanz- und Ertragslage im Sinne des § 285 Nr. 33 HGB eingetreten.

Mit Beschluss vom 13. Dezember 2023 wurden die Herren Dr. Armin Eichholz und Dr. Kai Steinbach mit Wirkung zum 1. Januar 2024 als Geschäftsführer der Gesellschaft bestellt.

Schkopau, den 28. März 2024

Saale Energie GmbH

Björn Bauerfeind

Dr. Armin Eichholz

Dr. Kai Steinbach

Entwicklung des Anlagevermögens im Geschäftsjahr 2023

Bestätigungsvermerk des unabhängigen Abschlussprüfers

An die Saale Energie GmbH, Schkopau

VERMERK ÜBER DIE PRÜFUNG DES JAHRESABSCHLUSSES UND DES LAGEBERICHTS

Prüfungsurteile

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

Nach unserer Beurteilung aufgrund der bei der Prüfung gewonnenen Erkenntnisse

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

Grundlage für die Prüfungsurteile

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

Verantwortung der gesetzlichen Vertreter für den Jahresabschluss und den Lagebericht

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

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

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

Verantwortung des Abschlussprüfers für die Prüfung des Jahresabschlusses und des Lageberichts

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

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

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

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

SONSTIGE GESETZLICHE UND ANDERE RECHTLICHE ANFORDERUNGEN

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

Wir haben geprüft, ob die Gesellschaft ihre Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten für das Geschäftsjahr vom 1. Januar bis zum 31. Dezember 2023 eingehalten hat.

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

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

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

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

Unsere Zielsetzung ist, hinreichende Sicherheit darüber zu erlangen, ob die gesetzlichen Vertreter ihre Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten in allen wesentlichen Belangen eingehalten haben. Ferner umfasst unsere Zielsetzung, einen Vermerk in den Bestätigungsvermerk aufzunehmen, der unser Prüfungsurteil zur Einhaltung der Rechnungslegungspflichten nach § 6b Abs. 3 EnWG beinhaltet. Die Prüfung der Einhaltung der Pflichten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 5 EnWG zur Führung getrennter Konten umfasst die Beurteilung, ob die Zuordnung der Konten zu den Tätigkeiten nach § 6b Abs. 3 Sätze 1 bis 4 EnWG sachgerecht und nachvollziehbar erfolgt ist und der Grundsatz der Stetigkeit beachtet wurde.

Leipzig, den 28. März 2024

Deloitte GmbH

Wirtschaftsprüfungsgesellschaft

Andreas Otter, Wirtschaftsprüfer

Max Dietrich, Wirtschaftsprüfer

Feststellung des Jahresabschlusses

Der Jahresabschluss zum 31. Dezember 2023 wurde am 16. April 2024 festgestellt.